该模式下主要包括新能源按比配储、火储联合调频两种模式。
新能源按比配储即“新能源+储能”的运营模式。目前，新型电力系统建设的主要矛盾，已经从“弃风弃光”严重的经济学问题逐渐转变为大规模并网带来的安全性问题。新型储能具有响应速度快、调节能力强的优点，正好可以弥补新能源发电站自身调节能力不足的缺陷。新疆、山东等多个地区出台政策明确要求新增风力发电、光伏发电项目时需要按照新能源装机比例的5%~20%配置1~2小时的储能系统。按比例配储的新能源场站，一方面可以从电力辅助服务市场通过峰谷套利的方式获得可观的收益，降低地方电网峰谷差，实现新能源大范围、长距离的稳定消纳，另一方面可以通过绿电交易、绿证和碳交易市场，获得附加利益和竞争优势。
火储联合调频是指火电厂通过加装储能提升火电厂的调节性能，以弥补火电机组爬坡速度慢的劣势，实现火电机组灵活性改造。国家能源局此前颁布的《发电厂并网运行管理实施细则》等文件，为火储联调项目确立了补偿机制。近几年随着电化学储能调频项目的数量增多，火电站配置电化学储能提供调频等辅助服务已成为当前经济性最高的储能应用模式之一。但和电能量调节相比，调频辅助服务市场空间较小，大量储能技术涌入调频市场必然对调频价格造成较大冲击。从短期来看，一些装机规模较大、自身调节能力较强的火电机组在进行储能配置的改造后，收益也会更有保障。从长期来看，随着顶层设计、配套机制的不断完善，火储联调未来还会拓展到一次调频市场，从而进一步拓宽盈利渠道，收益空间也会更加明朗。
电网侧新型储能商业模式
该模式下主要包括输配电价疏导、共享储能、独立储能三种模式。
输配电价疏导，即将电网侧新型储能的建设成本纳入输配电价回收。在现行机制下，配建储能的成本仍由发电侧承担，新能源发电企业的运营压力较大。2021年国家发展改革委、国家能源局共同发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为储能成本疏导留下了政策空间。这也意味着未来电力用户可能面临更高的电能价格。研究新型储能价格政策，探索合理的政府补偿标准，充分利用市场机制，将有望通过输配电业务在兼顾福利和效率的前提下实现电网侧新型储能的成本回收。
共享储能模式，即将电源、电网、用户三侧的储能资源整合起来，以电网为枢纽进行优化配置，既可为电源、用户提供储能服务，也可灵活调整运营模式实现全网共享。共享储能一方面解决了配建的储能电站只为单个火电站或新能源电站提供服务的问题，另一方面还解决了储能设施资源分散、不便管理、运营成本高的难题。从在建或建成的共享储能项目看，“储能容量租赁+调峰辅助服务”是现有的政策机制下较为可行的盈利模式。青海储能调峰补偿标准0.5元/千瓦时，年利用小时数不少于540小时；宁夏2022、2023年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8元/千瓦时，年调用次数不低于300次。
独立储能是允许其独立市场主体地位的一种发展模式。从市场披露的情况看，不少国企或者其子公司成为独立储能站的主体，比如上海电气、海阳国电投储能科技、三峡新能源等项目相继投运。目前容量租赁费和调峰调频等费用是独立储能的主要收益来源，是决定独立储能项目可持续发展的关键因素。
用户侧新型储能商业模式
该模式下主要包括基站冗余储能唤醒、电动汽车技术应用、虚拟电厂、社区储能四种模式。
基站冗余储能唤醒，是指充分调用5G基站储能系统剩余容量参与电力市场盈利的商业模式。自2018年以来，基站就开始统一采购动力锂电池替换老旧电池，并配置2~4小时的储能容量作为基站后备电源。但基站备用容量长期处于待机浮充的状态，锂电池高速放电、灵活调节的优势难以充分发挥。目前基站冗余储能唤醒模式的难点在于评估不同区域的供电可靠性。城市、郊区、农村配电网的年平均停电时间和故障恢复时间有长短快慢之分，也就意味着不同区域的基站在所需的储能备用容量和剩余容量上存在差异。未来通过供电可靠性分析及基站设备能耗管理技术，有望提升不同区域和不同时段的基站储能可调容量。
电动汽车技术应用，即开发移动型储能作为优质的用户侧灵活资源。移动型储能主要指车载动力电池储能。我国是全球最大的新能源汽车市场，截至2022年底，我国新能源汽车保有量已达1310万辆。数量庞大的新能源汽车在到达目的地后，90%的时间处于驻车充电状态，涵盖了用电负荷曲线的“双峰”时段。连接充电桩后电动汽车即成为用户侧分布式储能，车网互动技术（V2G）将在保证满足用户出行需求的前提下优化充电行为，既可转移充电负荷填谷，也可调控车载电池反向为电网输电。目前华北地区已开展了将V2G充电桩纳入调峰辅助服务市场的实践。随着电力市场的逐渐成熟和电池技术的发展，将有更多的电动汽车用户响应市场需求，使得电网双向调节形成的利益驱动进一步走向正向循环。
虚拟电厂是通过先进的控制、计量、通信等手段聚合分布式能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等资源，实现既可向电力系统供电、又可消纳清洁能源的商业模式。《“十四五”现代能源体系规划》等多个文件均指出，我国将开展各类资源聚合的虚拟电厂示范。浙江、上海、广东等地已积极探索建设虚拟电厂项目。目前我国虚拟电厂的建设还处于初期发展阶段，尚未形成成熟的技术方案。在盈利模式上，虚拟电厂一方面可以帮助可控资源参与市场交易获取服务费，另一方面以参与需求响应的行为获得补偿费用。随着技术成熟，未来虚拟电厂有望解决系统融合难和储能成本高的问题。
社区储能，即电力公司集合电表后端和用户端资源，在社区安装储能部件后与电网运营商进行信息交互并接受其调度，为电网或周边电力用户提供储能服务。德国Sonnen Batterrie公司于2015年提出了Sonnen Community计划，电力用户将光伏电力存入电池储能，存储起来的电力用于自消纳、社区用户之间的电力交易以及提供电网服务，用户只需要支付低于从电网购电电费的固定费用。目前社区储能在国外应用比较广泛，如美国、德国、澳大利亚等。未来我国构建社区储能模式和市场，可采用两种路径，一是在电网拥塞的地区部署社区储能，既可以替代电网升级，也可以管理社区储能系统为区域电网运营商提供服务；二是参与灵活性服务竞标并提供服务获利。
在商业模式选择上，需因时制宜、因地制宜地选择适合本区域的新型储能商业模式。商业模式主要解决的是新型储能成本高、系统融合难的问题，而要进一步解决新型储能安全性的问题，则需要从加强行业准入门槛、提升储能项目建设运维能力等角度，找到更贴合具体实际的解决措施，挖掘释放新型储能的多元价值。
