目前，不同场景下储能的盈利模式及发展阻碍如下

储能项目的受益方为电力系统和电力用户，但当前我国市场电价体系仍未完全建成，储能项目收益方式、成本传导机制尚不明确，加之储能属于典型的长周期投资、重资产项目，因此各方没有自主建设储能项目的强烈意愿。

1、发电侧：2021年8月能源局发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模；地方层面，以山东为例，2021年7月发布了《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》，要求加快储能设施建设，自2021年起，新增集中式风电、光伏发电项目原则上按照不低于装机容量10%配建或租赁储能设施。政策层面对发电企业自建或租赁储能项目提出了指标要求和激励措施，但由于储能项目的建设属于纯成本，因此发电企业对储能项目的主要需求为低成本。

2、电网侧：《意见》提出“明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。”这为后续新型储能作为独立于发电企业、电网系统的市场主体打开了窗户，但目前这一部分仍处于早期拓荒阶段。

3、用户侧：正如前文分析，全面执行市场化分时电价、扩大峰谷价差将进一步驱动储能发展，工商业配储空间全面打开；家用储能方面，我国相关市场需求将稳步增长，国外部分地区将率先放量。

综合来看，在我国电力系统不稳加剧、电储能设施不得计入输配电定价成本、新增风光项目需要按比例配套储能的前提下，博弈的主要压力落在新能源发电企业一方，可以预见，《意见》所规划的到2025年实现30GW以上新型储能装机规模中，主要增量来自于发电侧。而储能可作为独立市场向发电侧企业提供容量租赁，向电网侧提供辅助服务，一旦相关准入条件、交易机制和技术标准被理顺，笔者认为其增量会高于新能源发电侧储能。用户侧方面，需求将受工商业电价市场化和停限电事件的影响而提前出现时段内高峰，然后稳定增长。

1、需求视角

（1）第三方储能

在储能作为独立主体参与市场条件尚未成熟的情况下，可以预先关注面向源网侧储能的永福股份、上能电气、星云股份等。

（2）用户侧