睿能世纪与京能集团下属的石景山燃煤热电厂合作为华北电网进行联合调频。这一项目2013年9月正式运行，2015年3月，北京市为压减燃煤，关停了石景山燃煤热电厂，这一联合调频项目也被迫宣告终止，前后运行约一年半时间。
早在2009年，华北电监局就开始在华北电网区域试运行《华北区域并网发电厂辅助服务管理细则》，其中有偿辅助服务包括自动发电控制、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制、黑启动。
睿能世纪的模式很简单，用储能系统配合燃煤电厂为电网提供有偿辅助服务，获得收益后双方分成。睿能世纪董事长俞振华称，每次辅助服务的收入很少，但每天次数很多，最高可达“上千次”，所获收益可以实现储能系统的商业化运行。
俞振华透露，由于前次合作的良好成果，睿能世纪正和京能集团推进第二个储能调频项目；不过俞振华表示，这一业务模式要与火电厂对接，具有极高的技术门槛，并非所有厂商都可以随意进入。
近些年来，弃风弃光情形严重，业内也在探讨一种新的商业模式，即当光伏电站、风电场不能并网时，可以持续运行为储能系统充电，等并网状况缓解，再放电上网。这一模式的衡量价格实际为光伏电站、风电场的并网电价。
曹仁贤表示，需要注意的是上网电价较高的光伏电站，尤其是早期并网的一些电站（越早并网电价越高）。
阳光电源曾为一个遭遇弃光的光伏电站提供储能系统，电站上网电价是1.15元/KWH，储能系统采用锂离子电池，因为储能系统报价较低，电站业主的投资收益还不错。
曹仁贤表示，阳光电源会在国内寻找类似的市场机遇，愿意让出部分利润，优先开拓市场，“先打响品牌”。
另一方面，由于国家一直鼓励储能产业的发展，示范项目通过“一事一议”的方式获得特殊政策，也成为一条新的路径。
以大连储能示范项目为例，据张华民介绍，近年来储能技术成本大幅下降，但在目前条件下商业化运行仍有困难，储能项目还需要国家的政策扶持，“这也是项目上报能源局批准的原因”。
知情人士透露，相关方正在积极向能源局申报，大连储能示范项目的电价，参照抽水蓄能的电价形成机制。
猛狮科技也是如此。猛狮科技的储能电站目标是吸收定边县周边的弃风、弃光电能，通过储能电站平稳并网，并为电网提供备用储能控制服务。李青海表示，猛狮科技正与相关方进行洽谈，以设计一个特制的机制，保证储能电站的商业化运行。
在一些较低成本技术、特定地区的条件下，储能业已经可以实现商业化的运行，但对更多的储能技术路线、更广大地区来说，储能产业真正的商业化运行，还有待技术的进一步突破或补贴政策落地。
前景
从短期来看，储能产业发展，需要扶持政策的刺激，从中长期看，储能产业需要不断进行技术突破，提升安全性、使用寿命等多项指标，此外，储能产业的健康发展，离不开成熟健全的电力市场。
陈博认为，中国电力市场化程度不够，电力价格形成机制比较固化；交易依托于标杆电价和计划电量基础之上，市场本身没有反映一个变化周期内电力实际供需变化的价格信号；依托“计划调度+中长期交易”运行模式，发电企业和用户基本不关注电力系统的实时平衡，实际用电曲线和发电曲线与交易不太相关。
在这样僵化的电力体系下，储能为电力系统提供的服务没有回报，缺乏价值体现的机制。储能辅助服务应用价值难以量化，如调峰、调频、调压、黑启动等电力辅助功能没有量化的服务费用；提高可再生能源的友好接入没有直接量化的收益。
俞振华认为，如果电力实现自由交易、电价由市场决定，辅助服务市场逐步完善，储能应用的商业模式会自然而然地出现。
业内普遍认为，中国峰谷电价制度，限制了峰谷价差套利的空间。中国峰谷电价由政府部门制定，变动周期长，具有滞后性，不能很好地反映电力的供需关系。而根据电力供需的波动曲线，在自由市场的情况下，峰谷电价的价差会进一步扩大。
中国正在进行中的电力市场化改革，对储能产业发展意义重大。
目前仅末端的售电环节放开，对储能产业即是巨大利好。比如，峰谷价差套利模式绕不开售电环节、售电不放开，这一模式也无法落地。
清华大学电机系教授夏清表示，电力市场化改革的下一步，就是建立一个真正的电力现货交易市场。现货市场建立后，储能会有一个很好的价值体现。
“现在走在正确的路上。”夏清说，“一步一步来，不着急。”
