为保证电力系统安全稳定高效运行，必须加速推进源网荷储一体化和多能互补发展，保障大规模新能源顺利消纳，“源网荷储”一体化应运而生。储能行业内人士所谓的“源网荷储”的一体化，简单理解，就是储能在发电侧、电网侧和用户侧的具体应用。

如何区分发电侧、电网侧和用户侧

发电侧储能对应“源网荷储”的源。发电侧储能商业运营模式为：生物发电、光伏发电、风力发电和水力发电等搭配储能系统使用。

风能、光伏、水力等发电具有间歇性、波动性的特点，输出电能原始功率也一样，无法直接并入电网使用，只有用储能系统进行平抑后，才可输入当地电网，获得盈利。

在我国，发电侧配储广泛应用于青海、宁夏等光照充足，电站密集的区域，能极大地降低当地的弃光率和弃风率等。

电网侧储能对应“源网荷储”的网。电网侧储能可直接用于电脑、手机、冰箱等用电设备。

电网侧储能代表是抽水蓄能，截止至2021年，全球电力储能市场累计装机规模的86.2%是抽水蓄能。其商业运营模式为将一部分容量租给新能源业主换钱，另一部分参与市场交易，像湖南省参与市场的收益就相对可观。

相对来说，我国电网侧储能发展较快，主要是因为电网可以自己来平衡电价，相较于发电侧，电网侧不需要为储能争取额外的补偿机制，比如电价优惠、补贴等。

用户侧储能对应“源网荷储”的荷（储）。用户通常我们将户用配储、工商业配储、储能充电桩都归为用户侧，针对的客户主要是用电方。户用储能的主场在国外，近两年国内关于其他用户侧的储能项目数量增长较快，在政策鼓励支持下，新增装机占比大幅提升。但需要注意的是，储能电池成本降得还是相对较慢。再加上对于整个电池系统的造价、电池循环寿命的预期和考虑，从收益上来看，峰谷价差也要达到一定程度比如谷电3毛钱、峰电1块钱才会有收益。

近两年，在我国，用户侧储能受政策激励，增长速度较快。

储能行业如何获利

在我国，储能主要有以下几种盈利方式。

第一，新能源消纳。新能源消纳率是指新能源实际发电量与理论发电量之比，反映了在电力系统实 时平衡等运行约束下，系统对新能源的承载力水平。

我国新能源配储主要是光伏配储、水电配储和风电配储，其中以水电配储为最，通过将新能源电力进行存储，电力可在价格较高时出售，从而可以实现收益最大化，还能大幅降低弃电率。

第二，利用峰谷价差套利是目前用户侧储能最主要的盈利方式。它通过晚上电网低谷时期为储能电站充电，白天用电高峰时放电，来达到节约用电成本的目的。

第三，大工业用户电费成本管理。目前，在我国，受电变压器容量在315KVA及以上的大工业用户，其用电采用两部制电价，电价由两部分组成，电度电费和基本电费。

基本电费是指按用户受电变压器（按容收费）或最大需量计算（按需收费）的电价收费；电度电费则指按用户实用电量计算的电费。

采用两部制电价的大工业用户，通过在工商业园区安装储能系统，监测用户变压器功率，保障变压器功率在限制范围内使用，从而减少用户基本电费，节省工商业园区电费成本。

第四，电力需求响应补贴。近年来，为保障冬夏供电稳定，我国各省区陆续出台电力需求响应相关政策。所谓的电力需求响应，就是指当电力市场价格明显升高、降低或系统安全可靠性存在风险时，通过分时电价等市场价格信号或资金补贴等激励措施，改变用户的用电行为，促使其减少或增加用电，使电力供需平衡，保障电网稳定运行。

目前，响应补贴标准最高为20元/千瓦。日内响应原则上1天不多于2次，每次持续时间不低1小时，每日累计时间不超过4小时。响应补贴标准最高为25元/千瓦。

第五，电力现货交易，简单来说，就是在电力交易市场上，可以在特定的电力交易时间内，通过议价方式购买或出售电量。即以发电企业为市场主体，电力作为产品，进行市场化交易的体制，这是储能行业面对的全新商业模式，潜力巨大。