市场火爆不能掩盖一切问题，储能到了必须思考下一步如何走的关键时期。
在李安导演的电影《比利·林恩的中场战事》中，伊拉克战场上的英雄士兵比利·林恩受邀在橄榄球公开赛的中场表演中登场。经历了华彩斑斓的表演、毫不吝啬的赞誉之后，比利·林恩却在荣誉和夸耀中陷入了迷茫和困惑。如何在纷繁复杂的局面下寻找到正确的方向，是属于他的“中场战事”。
现在，中国的储能产业也迎来了属于自己的“中场战事”。
2022年，在新能源版图中，储能行业异军突起。仅仅1年的时间，数万家企业竞相入局，储能已然成为了时下继光伏、电动车之后备受资本追捧的新赛道。
据不完全统计，过去1年里，储能行业融资超过100起，亿元级别的融资案例屡屡出现，甚至不乏万众瞩目的独角兽企业。
上市公司更是一窝蜂地开始扎入储能赛道。能源、非能源企业纷纷开始布局储能业务。投资者平台上询问董秘“公司是否在储能领域有所布局”，已经成为一时的风尚。
拥挤不堪的储能赛道在2022、2023年爆发，不是偶然。
2020年是中国的碳中和元年。在公布了“双碳”目标之后，中国本就领先于全世界的新能源发展速度又上了一个新台阶。然而在新能源发电装机急速膨胀的同时，电力系统也开始难以承受风电、光伏等新能源发电波动性、随机性带来的潜在风险。电力系统急缺低碳环保的调节性电源。
在当前的技术经济性条件下，储能的大规模发展成为保障电力系统稳定、建设新型电力系统的重要支撑。这也成为储能产业爆发的直接诱因。
根据中关村储能产业技术联盟（以下简称CNESA）发布的《储能产业研究白皮书2023》，2022年，中国新型储能新增7.3GW/15.9GWh，同比增长200%，已经反超美国成为世界储能产业的中坚力量。
2022年中国电力储能市场累计装机规模
目前我国规划、在建的新型储能项目已近100GW，大大超出了国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出的2025年30GW新型储能装机规模预期。与此同时，2022年我国成立了38294家储能相关企业，是2020年新成立储能企业数量的10倍，2021年的近6倍。
尽管在双碳大潮下，储能的经济技术特性为其赢得了先发优势。但不可否认的是，储能行业迅速升温的背后离不开国家和地方一系列政策的助推。截至目前，已有二十余个省份发布了新能源配置储能的相关政策。
根据CNESA DataLink全球储能数据库的追踪，2022年，国家及地方出台新型储能相关政策600余项，相较于2021年，政策发布数量实现成倍增长。
在储能产业空前火爆、繁荣的另一面，是群雄逐鹿格局的逐渐成型、竞争的白热化，甚至是生与死的较量。
海辰储能创始人、总经理王鹏程表示：“当前的储能市场很热闹，但也面临着技术快速迭代、淘汰加速的风险。未来三年是储能企业排位赛的关键节点。只有在这个时期抓住机会占据行业头部位置，才能取得未来发展的绝对优势。”
作为近期的储能明星独角兽，海辰储能的公开喊话无疑是对行业潜在风险的“红色警报”。在中国新能源发展并不算长的历史中，繁荣、扩张、无序、淘汰、整合、重组、再次繁荣、扩张……的周期性规律总是在不断地上演着。
考虑到当前储能市场的火爆很大程度上依赖着政策的支持。我们有充分的理由相信，储能行业淘汰的“三年之约”并非空穴来风。
辩证唯物主义的根本规律就是对立统一。市场繁荣背后潜藏着风险，就一定蕴藏机遇。各类资本涌入储能行业必然带来新技术的突破和新商业模式的探索。这直击储能行业最核心痛点：盈利模式的缺失。
产业发展的新背景让新资本支持下的新玩家带着新技术全面入局。它们能够给储能行业带来最为迫切的新模式么？
新背景
在“双碳”目标提出之前，中国储能行业已经迎来了一波小阳春。
2017年，青海省最先出台了新能源项目配套储能的相关政策。《青海省2017年度风电开发建设方案》中明确提出其当年规划的330万千瓦风电项目，要按照建设规模的10%配套建设储电装置。
到了2019年，随着电网侧储能的沉寂（电储能设施未被纳入输配电价），安徽、新疆等省区也开始出台相关政策要求可再生能源项目中必须配套一定比例的储能系统。进入2020年，出台可再生能源配套储能系统政策的省区多达十几个。
2020年是一个关键年份。在越来越多的省份出台新能源配储能政策的同时，这一年也是陆上风电、光伏在全面平价之前的最后一个“补贴之年”。抢装新能源的热潮叠加配储政策，让电源侧储能快速发展。
谁也没有预料到，原本只是搭“新能源抢装”顺风车的行为，只是储能市场未来繁荣的第一枪。
2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”的承诺，让中国的可再生能源行业为之一振。中国的能源行业开始进入“碳中和热潮期”。在之后不久的气候雄心峰会上，中国国家自主贡献新举措中，“2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”将这股热潮推向了高潮。
2022年，全国可再生能源总装机量已突破12.13亿千瓦，首次超越火电装机，占到发电总装机的47.3%。可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。其中，全国风电、光伏发电新增装机达到1.25亿千瓦。到今年3月份，光伏累计装机容量再度刷新纪录，光伏首次超过水电，成为我国第二大发电技术。
光伏装机增长数据（2018-2022）
风电装机增长数据（2018-2022）
新能源的大规模开发，贡献了可观的发电量，也带来了新的挑战。光伏、风电因其间歇性、波动性、不可预测性的先天缺陷，对电力系统安全稳定运行的挑战越来越大。
2021年9月全国大范围的电力短缺和2022年夏季极端天气引发的局部地区电力短缺，一再地为电网的安全稳定运营敲响警钟。新形势下的一系列复杂挑战，对电力保供提出了更高的要求。
在建设新型电力系统的过程中，需要充足的可调节性电源作为支撑。尽管近年来，煤炭保供稳价政策密集发布，火电灵活性改造如火如荼，一定程度上缓解了平衡电力供需的压力。但考虑到碳中和这样的远期目标，火电装机、发电量势必会最终走向下曲线。储能必须在新型电力系统中扮演更加重要的绝色。
这一趋势也反应在了我国有关碳中和的一系列政策中。2021年，国家支持储能发展的政策如雨后春笋，储能真正迎来了持续发展的元年。国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，都强调了优化新型基础设施用能结构和大力发展储能的重要性。2022年3月21日，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，其中明确提出，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。
可以说“双碳”目标在点燃了新能源产业激烈扩张情绪的同时，也让储能行业呈现出一路上扬的蓬勃态势。电力系统的迫切需求+政策扶持，储能产业迎来了强劲的“东风”。
作为新能源的核心支撑，可再生能源装机增长越快越多，储能的需求越大。伴随着新能源行业的高速发展，储能行业在过去两年间进入发展的快车道，“新能源+储能”项目快速在全国范围内铺开。
根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。新型储能装机占比迅猛攀升，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.9GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达132%。
2018到2022储能装机量变化（GW）
产业规模的急剧扩张，引来各路资本争相入局，储能行业频现融资潮。据统计，2022年储能领域IPO数量多达124起，另有114家相关企业合计融资超过900亿元。钠离子电池、液流储能等小众储能技术也成为投资的热点领域。产业链上各主要环节均保持强劲的发展势头，储能赛道不断有新玩家涌入，一时颇显拥挤。
资本自私、逐利、贪婪……这些形容资本的词语都算不上褒义。但资本的涌入也说明这个行业代表着趋势、未来和潜力。
大量涌入储能赛道的资本给行业带来了数不清的玩家。这些新玩家们带着期许和各自的特点，要在这片红海中拼杀出属于自己的一片天地。
新玩家
4月18日，一家名为四川五粮液新能源投资有限责任公司的企业成立，引发能源行业关注。据五粮液内部人员透露，目前集团确实在考察新能源在领域，主要是光伏、储能方面，集团很看好这个领域，跟国家的目标、方向一致。
五粮液这是本轮储能火爆热潮中，众多跨界入局者中比较知名、有话题的一个。据不完全统计，2022年以来，已有30多家A股上市公司跨界储能，包括美的、格力、小米等国民企业，涵盖了家电、互联网、纺织、环保、教育等各个行业，而这份跨界名单还在不断扩充之中。
一时间储能市场百舸争流，大浪淘沙。储能市场的玩家们既有老牌的电池企业，如宁德时代、比亚迪；又有扩展储能业务的风光企业，如天合光能和远景能源；还有传统的发电和电网企业，如三峡集团、南网储能等；现在，还要加上数量庞大、跨界而来的新玩家们。
尽管储能市场广阔、潜力巨大，但新玩家们如何适应变换莫测的市场环境并成功立足，还是成为了行业内关心的重点问题。不少专业人士认为，未来三年或一段不长的时间内，行业就要经历一波洗牌。艾比森（主营LED业务的跨界新玩家)董事长丁彦辉预计，未来95%储能企业会死掉，但他进军储能的决心依然不变。
新玩家尚且如此，耕耘储能市场多年的老玩家们自然更是深有体会。
“每一个储能企业都要找到自己的独特的打法或者优势，这一点非常重要。要搞清楚企业的核心竞争力究竟是什么。”厦门科华数能科技有限公司技术中心总经理曾春保说。
老牌能源企业往往会选择依托自身优势向产业链上下游延伸。比如电池龙头宁德时代从电芯拓展到储能系统集成，开启产业链中下游领域的“征战”；一大批逆变器、变流器企业依托电力电子技术方面的优势，成为储能集成商的主力，轻易不涉足电芯制造；风光主设备制造商个各显神通，有的充分发挥自身资源拓展优势、有的则通过研发并购等方式实现技术整合。
4月，特斯拉上海储能工厂落定，更是可能为国内储能市场带来一股“西风”。在国际储能市场上，特斯拉已经在户储和大储领域颇有建树。
新玩家大多选择自己独特的打法，擅长依托现有资源禀赋切入了储能细分领域，例如手机巨头小米在to c电子产品市场具有强大的品牌形象和技术积累，因此选择消费品储能和户储。2022年9月，小米发布了米家户外电源 1000Pro和米家太阳能板100W等产品，意味着小米正式入局便携式储能赛道。另外小米还通过投资充电桩独角兽富特科技、战略入股智能微电网公司上海快卜等举措快速扩展用户侧储能版图，其光储充检一体化框架已经初具雏形。
家电巨头美的于2020年以7.4亿元拿下合康新能源实际控制权后，又于2022年10月通过“定增+委托表决权”的方式，拿下科陆电子的控制权。在两家公司已有的储能积累加持下，美的现可参与储能项目全产业链的业务环节，依托遍布全国的销售网以及庞大的工厂楼宇资源，未来美的有望在储能特别是工商业和户储领域实现业务大爆发。
“储能的发展符合国家政策、能源发展趋势，一定吸引各种类型的企业参与其中。不同行业、风格企业的参与储能产业发展是有好处的。”特变电工新疆新能源股份有限公司储能产品线总经理赵亮亮对《能源》杂志记者说，“它们可能会结合自身特点、优势，更多地开发国内相对薄弱的工商业储能、户用储能。让更多的行业与储能进行结合，会让储能拥有更多的发展机遇和路径。”
当然更多的入局新玩家现在还只是处在“圈地”阶段，未有实质性的成果展现。在CNESA秘书长刘为看来，“数以万计的储能企业集中成立虽给储能行业带来了新生力量，但不可回避的是，大部分新玩家对储能技术、解决方案、商业模式的理解还远远不够。”
1天之后，深交所就向黑芝麻下发关注函——“结合锂电池组件当前的行业发展现状、市场竞争格局、行业壁垒、核心技术、你公司主营业务等因素，说明你公司是否存在‘蹭热点’的情形？”
“蹭热点”3个字无情揭露了当下一大批所谓的储能新玩家的真实面目。
储能行业并非没有门槛，作为储能产业链的技术和价值核心，储能电芯在产品认证、销售渠道、技术研发方面存在较高的行业壁垒。跨界而来的各方势力想要跨过“护城河”、做出差异化，需要面对不少挑战。
远景能源高级副总裁田庆军认为：未来储能行业的竞争会愈发激烈，企业将面临巨大的生存压力，仅仅靠简单集成的企业不可持续，最终活下来的一定是具有技术能力的企业。
回首“老大哥”光伏产业的兴衰史，占据技术、补贴、市场、贸易保护等先发优势的欧美企业黯然退场，而中国的光伏企业却可以在风云变幻的国际环境中形成全产业链的主导，说明企业竞争取胜的关键，绝不是依靠政策风口跑马圈地，而是在于企业能否用技术穿透全产业链，形成技术与产业的协同创新，从而在残酷的“黑暗森林”中进化出可持续的竞争力。
值得注意的是，在储能市场火爆的当下，以锂电池为主导的电化学储能似乎已经进入了一个瓶颈期。
4月7日，第十一届储能国际峰会暨展览会(ESIE2023)在北京开幕。这场为期3天的展会吸引了超过10万人次的观众，会场内人头攒动、摩肩接踵。
在各家企业纷纷展现新技术、新解决方案的同时，我们也注意到产品同质化的现象已经开始显现。“目前储能市场的繁荣是毋庸置疑的。但技术上来看，电芯、解决方案，都开始有一点同质化的趋势。”赵亮亮说，“如果技术方案同质化，那么在当前的市场环境下，企业应该努力维持市场的平衡。”
然而就像我们总是在批评资本逐利，企业自发性的约束也是稀缺的好品质。在2023年碳酸锂价格暴跌、新能源汽车市场不振的背景下，储能上游成本快速下降，这直接刺激了一部分企业重拾“低价竞争”的策略。
4月21日，新华水电2023年度磷酸铁锂电化学储能系统集中采购中标候选人公示，其中0.25C（4h）储能系统的投标价格最低已经达到了1.03元/Wh。
大批新玩家的入局和上游成本的骤降，成为新一轮低价竞争的直接导火索。但从《能源》杂志的多方调研来看，储能企业普遍认为价格的波动最终会走向平稳。产业长远的发展还是考验技术实力。
在锂电池行业天花板初现，市场愈发细化的情况下，行业也在呼唤更多的新技术。在政策全力支持的新型储能中，锂电池储能也只是冰山一角。飞轮储能、压缩空气储能、钠离子电池储能等新技术企业也在蠢蠢欲动。这批新玩家的未来潜力也不可小觑。
新技术
不可否认的是，越来越多的新玩家参与储能市场带动了新技术的进步。
储能是指以设备或介质为容器存储能量，并在不同的时间空间释放能量的过程。广义上，储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
在我国，因成本低、寿命长、技术成熟，抽水蓄能是应用最广泛的成熟储能技术，但受地理环境制约、投资高、建设周期长等影响发展渐缓。特别是各地对于新能源配储比例做出强制要求以后，以锂电池为主的电化学储能迎来爆发性增长。2022年，锂电新增投运装机规模首次突破7GW，多家主流厂商为储能开发了专用300Ah以上大容量电芯，个别厂商的新品电芯单体容量已达到560Ah。
但锂电池在能量密度、安全性等问题上始终无法突破。2022年6月29日，国家能源局发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求(2022年版) (征求意见稿) 》。其中明确提出为防止电化学储能电站火灾事故，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池。同时锂离子电池不得设置在人员密集场所，不得设置在有人居住或活动的建筑物内部或其地下空间。
这是锂电池在储能领域发展的透明天花板，但也是更多新型储能技术发展的契机。
新技术投资不仅正在遍地开发，并且取得了显著的进步。资源分布更高、安全性更强、对锂电储能形成直接替代的钠离子电池技术得到了大批锂电企业的布局，首批GWh产线正式投产。压缩空气储能加速发展，首个100MW先进压缩空气储能电站并网发电，单机规模正向 300MW功率等级方向加速发展，二氧化碳储能验证项目投运，新增压缩空气储能项目(含规划、在建和投运)接近10GW。液流电池技术路线多点开花，首个100MW全钒液流电池并网发电，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工。锌基液流、铁基液流技术逐渐走出实验室。飞轮等短时高频技术的应用需求持续增加，已有300MW+的项目处于规划在建中。
旺盛的需求背后，储能技术的发展速度得到了提升，与此同时，新技术的商业化运用也在提速。多种新型储能技术已经开始逐步从示范试验走向商业化应用的新阶段。
据统计，2022年，新型储能项目数量相比去年新增200%以上，百兆瓦级项目成常态，20余个投运、400余个规划/建设中，其中7个GW级项目；首个百兆瓦液流电池项目并网，首个吉瓦时级项目开工；压缩空气由100MW向300MW功率等级加速发展；最大规模钠离子电池项目开建；短时高频技术需求增多。
从技术角度来看，电化学储能和物理储能包含了十几种不同的细分技术路线，而每一个技术路线都有其独特的技术优势。
专注锌铁液流电池研发的纬景储能相关负责人就对《能源》杂志表示，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，储能的形式和种类也会更加丰富。无论是液流电池储能，还是锂电池储能，不同的储能技术未来将在万亿赛道里承担不同的价值，共生互补。
以液流电池为例，其作为电化学储能分支，普遍具有极安全、长时储能、循环次数长等特点。因此在安全性、储能时长与全生命周期的度电成本方面，液流电池更具优势。
而飞轮储能是一种高功率密度、高可靠性、长寿命、环境友好的储能技术，特点是全磁悬浮，能耗小、响应快、寿命长、充放电循环次数次数高，充电和放电之间的转换可达毫秒级，能有效适应电网快速调频的需求。
在华驰动能执行总裁孟德超看来，储能市场需求非常大并且需求多样化、细分，因而多种新型的储能技术都能找到属于自己的生存空间。事实上，满足电力市场灵活性的需求，储能是众多方案中的重要一类，其中包括部门耦合方案。一些应用情景需要快速响应，因此需要响应时间短的技术。
华驰动能在2021年11月参与了全国内第一个全容量飞轮储能-火电联合调频工程、全球单体储电量最大、单体功率最大的飞轮储能项目，飞轮的结合将改善火电机组的调频性能，提供电力辅助服务、支持大电网安全稳定运行。
储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，储能还可以与其他能够提升高比例可再生能源下电力系统灵活性的技术相结合，其应用的形式和种类也会更加丰富。
无论是液流电池储能，还是锂电池储能，不同的储能技术未来将在万亿赛道里承担不同的价值，实现耦合。比如抽水蓄能、压缩空气储能、储热蓄冷、各类容量型电池等储能时长大于4h，属于长期储能，可用于电网调峰调频、备用容量等。
短期、中期储能，如铅酸电池、部分锂电池、电磁储能，储能时长在2h以下，可用于调峰调频、平滑出力、紧急备用等。
也就是说，多种技术的组合应用有助于最大限度的发挥储能的作用。但对于当下的中国储能产业来说，类似这样的设想仅存在技术上的合理性，难以验证商业性。
缺乏商业模式，这无疑是中国储能产业发展最为老生常谈的问题。无论是调峰、调频，亦或是黑启动、备用，储能都无法从相应的服务中获得对应的收益。因此任何的技术合理性、高效结合，都不存在发展的可能性。
随着技术进一步的成熟，储能系统的一次性投资将迎来进一步的下降，再加上新技术的快速迭代，我们能否探索出更多的商业模式？
这不仅仅是依靠政策的推动，而是形成一股由内而外的市场自驱力。
新模式
2022年，锂电池市场（储能+新能源汽车）的火爆推高了原材料的价格。电池级碳酸锂价格和磷酸铁锂价格维持高位，碳酸锂价格一直维持在30万元/吨-61万元/吨之间，全年均价是2021年均价的3.8倍，磷酸铁锂2022年全年均价是2021年均价的2.5倍。
锂电池上游原材料上涨迅速，导致下游成本压力激增，特别是下游投标价格不断在触底，而其本身商业模式一直尚未清晰，也给储能行业的规模化发展带来了较大的挑战。
在政策催生下，风光项目配储基本成为硬性指标，配储比例一般为新能源项目装机规模的10%-20%。也就是说，目前新能源配储政策推动下，多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件，甚至将新能源配储视为拉动地方经济的救命稻草。
在此基础上，各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。
与“热闹”的市场形成对比的是，根据中电联发布的《新能源配储能运行情况调研》显示，新能源配储普遍存在利用率不高的问题。
从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间按照“一天一充一放”运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。从储能等效利用系数看调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为 14.8%，用户储能为 28.3%。
在我国，调峰、调频等辅助服务和峰谷电价套利是新型储能当前最主要的收益渠道。目前，中国已有20余省份启动电力辅助服务市场，但都在市场建设初期，主要的交易品种就是调峰，部分地区辅以调频。
然而，由于缺乏稳定、可持续的盈利机制，配储带来的投资显著拉低了风光项目的收益率，毫无疑问制约着储能由商业化初期到下一阶段规模化发展。比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。
在欧美相对成熟的电力市场中，储能已经探索出了较为明晰的盈利模式。以美国储能市场为例，储能应用场景包括表前（Front of the Meter，FTM）和表后（Behind the Meter，BTM）。
对应于国内应用场景的划分，表前通常指电网侧和发电侧储能；表后指用户侧储能，包括家庭和工商业储能。其中表后储能市场用户可以获得一定数目的成本补贴，叠加峰谷套利等手段，具备良好的经济性。
对中国更具参考意义的是美国表前储能市场更为成熟的模式。
目前美国表前侧储能市场分属于不同的区域电力市场，目前较大的为PJM市场、CAISO市场、ERCOT市场等，储能的市场供给参与方包括IPP（独立发电商）、IOU（投资者拥有的公用事业端）等。
2018年，美国FERC发布841号法案，要求电力系统运行商消除储能参与容量、电能量和辅助服务市场的障碍，使得储能全方位地参与电力市场。
美国表前储能项目获得收益的渠道主要有电能量市场、电力辅助服务、峰谷套利和输配电价。参与电能量市场是通过日前和实时市场竞价，获得出清收益；参与电力辅助服务包括调频、备用、黑启动等，其中调频和备用可以通过日前市场和实时市场进行竞价，最终根据实际出清价格获得收益，黑启动主要通过签订长期协议获益。
这一连串的“组合拳”打下来，让美国储能项目拥有了全方位的盈利手段。这也让美国储能装机保持了高速增长。
2021 年美国新增储能装机达到3.58GW/10.5GWh，新增容量同比增长达到204%，连续两年200%以上，长期保持超高增速。2022年，美国新增储能装机4798MW/12181MWh，同比增长34%/12%。伍德麦肯锡预计2023-2027年美国新增储能装机规模将达74.2GW/241GWh。
甚至在ERCOT市场，市场主体、开发商们已经开始讨论储能市场饱和的相关问题了。Modo Energy首席执行官Quentin Draper-Scrimshire表示，明年夏天ERCOT市场的储能装机可能达到饱和状态，表现为装机容量超过了辅助服务市场的需求。
尽管更多的企业表示储能市场饱和是短期现象，并不影响ERCOT对储能的长期需求，但这也无疑从侧面反映出健全市场模式下储能发展会具有更强大的自驱力。
2022年8月，美国通过的《通胀削减法案》(Inflation Reduction Act of 2022，简称IRA)中规定，储能可以正式以独立主体身份获得最高70%的投资税收抵免，不再必须与太阳能发电配合使用，这将会进一步激励更多的投资方建设独立储能项目。
中国也在不断探索尝试增加新型储能的收益渠道。例如山西能监办此前印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，表示从 2022年7月1日起，正式开启电力一次调频市场，独立储能电站可将部分容量与风光企业签约，剩余部分还可以独立身份参与一次调频市场，有效增加独立储能的利用率。
共享储能是当下新能源配储的一种折中方案。共享储能是由第三方投资者建设的大型独立储能项目，新能源项目投资方可以通过租赁独立储能的部分容量来满足政策强配要求，每年仅需向独立储能项目支付一定的租赁费。
对于新能源项目投资方来说，共享储能模式既满足了要求，又减少了初始投资巨大的现金流压力；而对于共享储能投资方来说，独立储能电站的收益模式更多，投资回报率更高。因此共享储能模式成为一时风潮。
除了租赁给新能源项目满足政策配储要求，独立储能还可以配合电网侧的调峰调频调度，获取补偿收益；也可以与传统机组配合——即火储联调——增加传统机组调频性能，获取辅助服务收益。当然，独立储能也可以利用最古老的峰谷价差模式，在电能量市场中套利，并在部分省份获得容量电价补偿收益。
在户用储能方面，我国户储的收益模式与海外类似，以峰谷价差套利和增加光伏自用比例为主。
如果工商业企业建设分布式光伏电站的话，配置储能可以将原本用于并网的电储存自用，增加光伏发电自用比例，从而节约电费。
至于峰谷价差套利，则是传统的谷电时期储能充电，峰电时期放电。峰谷价差越大，收益越好。政策上，我国不断推进扩大峰谷价差，部分省份如广东、浙江、内蒙古、河北等推行尖峰电价，进一步扩大峰谷价差。
不过，这些探索也都只是处于刚刚起步的阶段。伴随着电力市场改革的步伐，设计更多的交易产品和更为细化的市场规则也是当下新型储能拓展收益渠道的迫切需求。就从最简单的峰谷差套利来说，政策性的峰谷价差在市场化条件下并不太多的存在。储能项目需要更多的适应市场变化。
当前，抽水蓄能已经开始享受容量电价机制，但新型储能却没有相应的容量电价机制。新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，独立价格机制的形成难度很大。
国家尚未针对新型储能出台专门的价格政策，不同场景下新型储能发挥的作用不尽相同，商业模式也有较大差别。“应该允许储能参与多类市场，体现其多重效益的叠加。在新型电力系统，增加服务品种，比如快速爬坡、黑启动等，各个省份应根据当地自身的情况，设置相应的市场规则。”刘为建议道。
新型的储能商业模式的建立有待于电价机制有待进一步完善，更多储能市场规则的落地，推动储能作为独立主体参与长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场中来。
在保障电力系统安全和市场平稳有效运行的前提下，推动各类市场尽早向储能开放市场准入，在市场开放顺序方面，建议近期鼓励储能参与辅助服务市场，中远期将储能纳入电力现货市场，同时探索建立容量补偿机制或容量市场，有利于储能获取稳定收益。
在刘为看来，对于储能企业而言，需要的是踏踏实实研发技术，提升产品竞争力，树立良好品牌，修炼更醇厚的内功，迎接成熟市场机制的到来以及与之相匹配的商业模式建立。
