发电侧、电网侧、用户侧储能怎么区分？怎么获利？

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。