储能行业内人士所谓的“源网荷储”的一体化新型实施路径，简单理解，就是储能在发电侧、电网侧和用户侧的具体应用。

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：抽水蓄能电站部分容量由新能源业主支付租金换取，剩下部分参与市场交易。

用户侧储能对应“源网荷储”的荷（储）。用户侧储能包括家庭储能、工商业储能、储能充电桩等，针对的客户是用电方。

用户侧储能主要在欧洲、美国、澳大利亚等人口稀少、地幅广大，国家电网难以覆盖的地方需求巨大。在我国，近两年受政策激励，增长速度较快。

在我国，储能主要有以下几种盈利方式。

第一，新能源消纳。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，峰谷套利。这是利用储能系统获取收益最直接的方式。

用户只需要使用储能电池，在夜晚电力负荷低谷，电价较低时充电；白天电力负荷高峰，电价较高时用充好电的储能电池供电，就可以节省支出，获取收益。

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。当区域内电网电力紧张，难以保障白天电力高峰期工厂、商业设施、居民等用户全部正常用电时，相关机构会发出电力响应需求。

企业等主动响应供电平衡，减少用电，可以获得响应的经济补偿。

目前，广东省对用户侧储能可给到3.5元/kWh。

第五，电力现货交易。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。

不过，目前利用储能盈利最主要的方式仍是峰谷套利，电价差越大，成本回收越快，盈利越多。

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