据了解，国内储能产品营收主要分为三个方面：一是售卖集中储能/独立储能产品、提供运维服务产生收入，企业主要通过投标方式获单；二是为发电站和电网存储多余电力、提供电力调频调峰等辅助服务，电站每调用一次储能，企业也会有相应收入；

三是面向用电侧如工商业用电，在电力峰谷差价过高的地区，储能产品可以将低价电力存储起来，在电价高峰时为企业提供电力。一位国网能源研究员将电力交易重心类比成证券平台，“就像股票一样，低买高卖，赚市场价差。”

但当前发电侧、电网侧储能的招投标并不赚钱，甚至出现低价竞争的方式。一位企业高层向36碳表示：“短期来看，价格确实是困扰大家的一个问题，困扰发电侧公司，同时也困扰我们，这些项目都搞招标，一招标大家就血拼，拼完之后发现没钱赚，大家都觉得没意思。”

不仅是建设成本问题，更重要的是，储能建设之后面临的运营成本问题。

上述国网能源研究员告诉36碳，他们在调研中发现，一些新能源发电站配置了储能之后，很多时候储能产品处于零调度的状态，没有真正地融入国家电力系统。

“这不是需求侧或技术侧存在问题，而是因为储能的获利渠道或者机制还没厘清。”他表示。

他认为，经过行业近年的发展，储能能够发挥作用的理想场景足够清晰：为电站调频、电网调峰、企业备用电池、新能源风光消纳等。

“但储能发挥作用之后，怎么样来量化作用使企业获利？这个还没有完全理清楚。比如新能源建储能电站，电网、平常老百姓、工商企业用户都获益，那获利用户以什么样比例承担支出？老百姓是不是要在平常交电费里面，出几分钱支持储能的发展？电网公司是不是给储能电站一部分钱？火电厂也配置储能参与调峰之后，是不是也要出钱？出钱的比例到底是多少？”

如果这些没有厘清，即便新能源发电站已经配置了储能，后续也很难有动力继续调度储能产品提供辅助服务。

他表示，针对这些问题，国家要求遵循“谁提供谁获利，谁受益谁承担”原则，并已经出台了《电力辅助服务管理办法》指导性文件，确认储能独立主体身份、独立储能参与辅助服务市场的补偿标准。但政策推行的成效如何，还需要在一个个储能项目中持续验证。