缺乏商业模式，这无疑是中国储能产业发展最为老生常谈的问题。无论是调峰、调频，亦或是黑启动、备用，储能都无法从相应的服务中获得对应的收益。因此任何的技术合理性、高效结合，都不存在发展的可能性。

随着技术进一步的成熟，储能系统的一次性投资将迎来进一步的下降，再加上新技术的快速迭代，我们能否探索出更多的商业模式？

这不仅仅是依靠政策的推动，而是形成一股由内而外的市场自驱力。

新模式

2022年，锂电池市场（储能+新能源汽车）的火爆推高了原材料的价格。电池级碳酸锂价格和磷酸铁锂价格维持高位，碳酸锂价格一直维持在30万元/吨-61万元/吨之间，全年均价是2021年均价的3.8倍，磷酸铁锂2022年全年均价是2021年均价的2.5倍。

锂电池上游原材料上涨迅速，导致下游成本压力激增，特别是下游投标价格不断在触底，而其本身商业模式一直尚未清晰，也给储能行业的规模化发展带来了较大的挑战。

在政策催生下，风光项目配储基本成为硬性指标，配储比例一般为新能源项目装机规模的10%-20%。也就是说，目前新能源配储政策推动下，多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件，甚至将新能源配储视为拉动地方经济的救命稻草。

在此基础上，各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。

与“热闹”的市场形成对比的是，根据中电联发布的《新能源配储能运行情况调研》显示，新能源配储普遍存在利用率不高的问题。

从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间按照“一天一充一放”运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。从储能等效利用系数看调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为 14.8%，用户储能为 28.3%。

在我国，调峰、调频等辅助服务和峰谷电价套利是新型储能当前最主要的收益渠道。目前，中国已有20余省份启动电力辅助服务市场，但都在市场建设初期，主要的交易品种就是调峰，部分地区辅以调频。

然而，由于缺乏稳定、可持续的盈利机制，配储带来的投资显著拉低了风光项目的收益率，毫无疑问制约着储能由商业化初期到下一阶段规模化发展。比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。

在欧美相对成熟的电力市场中，储能已经探索出了较为明晰的盈利模式。以美国储能市场为例，储能应用场景包括表前（Front of the Meter，FTM）和表后（Behind the Meter，BTM）。