随着电力体制改革的深入推进，新能源配储能商业模式空间正在打开，但需要政策给予配套。从现有的商业模式看，新能源配储能项目价值创造的路径包括，参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，削峰填谷获得峰谷价差。

　　其一，通过减少弃风弃光电量获利。由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高，该商业模式适用于弃风、弃光率较高地区。

　　以青海格尔木直流侧光伏电站储能项目为例，该电站装机规模180MW，2018年1月投运，上网电价1元/k Wh。由于弃光问题，项目通过接入1.5MW/3.5MWh储能系统改造为光储电站。根据测算，储能可以增加发电量约150MWh/年，增加收益约15万元，项目投资回收期约6.96年。

　　其二，参与电网调峰调频辅助服务。受政策限制，该模式需要辅助服务机制给以保障。2019年6月3日，国家能源局西北监管局发布《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，明确在电网需要调峰资源的情况下，储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时，优先消纳风电、太阳能发电。2020年5月26日，新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。

　　其三，参与风光水火储多能互补。该商业模式适用于有多能互补需求的地区，储能收益来源于平抑波动等辅助服务。今年以来，国家能源集团、大唐等能源央企均在山西、甘肃、辽宁等省建设风光储多能互补项目。

　　除此外，国内部分地区为新能源侧储能提供了补贴。目前，我国仅有安徽省合肥市和江苏省苏州市出台了地方性补贴政策，前者对光伏储能系统按实际充电量给予1元/k Wh补贴，后者按发电量（放电量）补贴业主单位0.3元/k Wh。

　　专家表示，如果存一度电只能放0.5度电出来，那说明储能系统不行；如果存一度电可以放0.9度电出来，说明系统效率很高，“从储能系统效率来讲，按照放电量进行补贴更为合理。”然而，考虑到日益缩紧的国家财政情况，新能源侧储能得到补贴的可能性不高。

　　从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，该国的独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差和TRIAD等收益，有些电站的多重收益甚至能有十三四种。英国甚至出现过170多元人民币一度的尖峰电价。由于电池储能系统能迅速响应，有电力企业每年都能拿到这个尖峰需求。

　　美国推动建立了储能系统的投资税收抵免政策(Investment Tax Credits)，同时购买和安装储能系统与太阳能发电设施的项目业主可以获得30%的投资税收抵免。该协议将延续至2022年，并逐步减少至淘汰（2020年减至26%，2021年减至22%，2022年减至10%）。

　　韩国从2015年起，开始为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励，配套储能的风电场权重分最高达到5.5分；2017年起，安装储能系统的光伏电站也可以获得额外奖励，权重为5，“这使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。”