中國儲能網訊：
模式①：發(fā)電側自建配儲→儲存棄風棄光電量→向電網企業(yè)增發(fā)電量（發(fā)電側）
發(fā)電企業(yè)利用自建儲能，獲得電量增發(fā)收益；收益來源：電網企業(yè)；收益金額：增發(fā)電量×電網側購電電價。
在當前新能源棄用率較低情況下，發(fā)電側通過配儲消納新能源電力的經濟性不佳，是在政策強配壓力下新能源發(fā)電的成本項。在未來儲能系統(tǒng)成本下降或上網電價上升時，或有經濟性。
以光伏電站為例，假設每年棄光率為2%，增加儲能設備后，可以帶來2%的額外電費收入，但是將增加儲能設備的成本。根據測算，僅光伏發(fā)電內部收益率IRR為8.48%，配儲解決棄光后下降至5.30%，配儲后收益率低于不配儲的情況。
模式②：參與電力輔助服務市場，提供調峰服務（發(fā)電側/電網側）
發(fā)電側提供調峰服務，在電力輔助服務市場進行交易；收益來源：市場化交易
調峰輔助服務市場可以看作對于發(fā)電權的交易，可以看成是調峰能力弱或調峰意愿不足的發(fā)電企業(yè)向調峰能力富裕且愿意提供更多輔助服務的發(fā)電企業(yè)購買了發(fā)電權。
模式③：參與電力輔助服務市場-調頻輔助服務（發(fā)電側/電網側）
發(fā)電側/電網側提供調頻服務，在電力輔助服務市場進行交易。
南方電網調頻服務市場交易模式：所有上網主體均要按照上網電量繳納調頻費，形成資金池；電站投資方通過與火電廠簽訂合約的方式在火電廠旁建設儲能調頻電站。根據提供的調頻服務，電網從將資金池中資金以調頻補貼方式給予電站，隨后電廠與電站分成。
電網調頻指令通過市場化競標的方式決定調頻指令執(zhí)行的中標方，其中標參考指標為（報價/性能指標K），按照由低到高的順序依次中標；當儲能電站各項參數均處于行業(yè)領先的水平時，預計調頻IRR約18.65%。
模式④：為新能源企業(yè)提供租賃服務（電網側）
獨立儲能可以將部分容量租賃給新能源企業(yè)，使新能源項目滿足政策配儲要求。租賃比例取決于新能源建設節(jié)奏，和地方強配比例、執(zhí)行力度；以河南省新政為例，建議租賃費用標準為260元/KW·年；
模式⑤：參與電力現貨市場，通過電價差套利（發(fā)電側/電網側/用戶側）
當前現貨市場價差套利機制逐漸完善；2022年來，日現貨價差超過1元/kWh時或有出現，儲能電站的利用價差套利獲取更大利潤帶來了空間。
作為充放電時長2小時及以上的儲能系統(tǒng)來說，應考慮平均可獲得的充放電電價差。以山東為例，平均兩小時最高電價約0.7元/kWh左右，平均最低電價是約0.1元/kWh左右，在考慮儲能充電時需要承擔的容量電價（0.0991元/kWh），以及現貨交易規(guī)則下的一些附加成本（約0.02元/kWh），一個2小時的儲能電站實際可獲得的充放電電價差約為0.5元/kWh左右。以85%的循環(huán)效率，全年運行330天，每天一次充放電循環(huán)計算，全年可獲得的現貨市場收益約為2481萬元。
模式⑥：工商業(yè)/戶用儲能利用峰谷價差，節(jié)省電費成本（用戶側）
利用谷時較低電價對儲能設備進行充電；在峰時電價較高時儲能放電。
峰谷價差越大，收益越好。我國政策推進擴大峰谷價差，部分省份如廣東、浙江、內蒙古、河北等推行尖峰電價，進一步擴大峰谷價差。根據測算，峰谷價差達0.7元/kWh時，儲能IRR達8.60%。
