中國儲能網(wǎng)訊：儲能是指通過介質(zhì)或設(shè)備把能量存儲起來，在需要時再釋放的過程。儲能可以通過靈活的充放電控制，實現(xiàn)產(chǎn)能和用能在時間和空間的匹配。從電力系統(tǒng)的角度，儲能可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能。那么從各用電側(cè)，新型儲能系統(tǒng)具體有哪些盈利模式呢？
電源側(cè)儲能盈利模式
新能源配儲初始投資成本高
在新能源方面，電源側(cè)儲能收益主要來自于減少“棄風(fēng)棄光”電量后所增加的電費收入；但是新能源自建配儲會加大項目初始投資成本。新能源場站配建裝機量20%，時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加15%左右。
此外，電源側(cè)儲能的調(diào)用效率遠低于電網(wǎng)側(cè)儲能（1/3左右），因此儲能對新能源場站的棄電利用效果有限。新能源進入電力市場規(guī)模有限，多數(shù)新能源配建儲能由于缺少市場主體身份無法參與電力市場，主要靠減少棄電量獲取收益，回報率并不高。
火電配儲投資回報較好
火電配儲能模式，主要是通過提高電廠調(diào)頻響應(yīng)能力，參與調(diào)頻輔助服務(wù)而獲取收益。
火儲聯(lián)合調(diào)頻是目前市場化程度最高，投資回報相對較好的應(yīng)用領(lǐng)域，配置儲能可以有效改善火電機組的調(diào)頻性能，增加火電廠的調(diào)頻收益，但也面臨著市場規(guī)模有限，市場機制不完善等問題。
電網(wǎng)側(cè)儲能盈利模式
電網(wǎng)側(cè)儲能是指電力系統(tǒng)中能接受電力調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度、響應(yīng)電網(wǎng)靈活需求、能發(fā)揮全局性、系統(tǒng)性作用的儲能資源。
主要作用為：提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用電源等電力輔助服務(wù)，維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定、保證電能質(zhì)量；緩解電網(wǎng)阻塞，從而延緩電網(wǎng)擴容。
容量租賃合同年限短或存在收益風(fēng)險
為風(fēng)電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務(wù)，獨立儲能電站獲得租金。容量租賃費用是獨立儲能建設(shè)方穩(wěn)定的收入來源，目前多地出臺了指導(dǎo)價格，租賃費用為250-350元/kw/年。一座100MW的獨立儲能電站，容量租賃年收入可達3000萬元。
目前，儲能電站容量租賃剛起步，主要用來滿足新能源電站配儲要求，通常在新能源發(fā)電集團內(nèi)部消化。但是隨著新能源裝機量的增加和儲能收益渠道的完善，對容量租賃的需求會進一步增加。
但是現(xiàn)階段租賃實際價格低于指導(dǎo)價格；而且如果租賃合同年限太短，會增加儲能電站的收益風(fēng)險。
價差套利，有待現(xiàn)貨交易市場建成
儲能參與電能量市場，主要是通過低電價充電、較高電價放電賺取電力差價收入。中長期交易，部分地區(qū)執(zhí)行的是谷電價充電、新能源電價標準上網(wǎng)。
儲能參與現(xiàn)貨市場需要地區(qū)現(xiàn)貨市場發(fā)達成熟，目前全國電力現(xiàn)貨市場正在試點建設(shè)過程中，多數(shù)地區(qū)尚不具備通過現(xiàn)貨獲利條件。山東是率先允許獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場的省份；青海省是國內(nèi)首個完成儲能中長期交易的省份。
輔助服務(wù)或隨著儲能增加，導(dǎo)致收益下滑
輔助服務(wù)一般包括：
參與調(diào)峰獲得調(diào)峰補償。調(diào)峰已在全國范圍內(nèi)進行推廣，多個省市出臺了調(diào)峰補償標準，主要按調(diào)峰電量給予充電補償，價格0.15-0.8元/KWh不等。
參與調(diào)頻服務(wù)獲得調(diào)頻補償。各省對于調(diào)頻的補償金額不同，調(diào)頻主要按調(diào)頻里程給予調(diào)頻補償，根據(jù)機組響應(yīng)AGC調(diào)頻指令的程度。
事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)。事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)包括黑啟動、穩(wěn)定切機等。部分南方省份開始推動獨立儲能參與黑啟動服務(wù)，獨立儲能的收益進一步拓寬。
容量補償在國外電力市場廣泛應(yīng)用
容量電價收入是一種激勵機制，能起到補償固定成本、激勵電源投資、保障容量供應(yīng)等作用，在國外電力市場中有著廣泛應(yīng)用。我國大多數(shù)省份容量補償機制仍在研究制定中，缺乏統(tǒng)一、平等、穩(wěn)定的儲能容量回收機制。
甘肅在全國范圍內(nèi)首次為儲能電站開放了調(diào)峰容量市場，儲能參與調(diào)峰容量市場補償標準上限為300元/MW/日。2023年，煤電容量電價已經(jīng)正式出臺，儲能容量電價預(yù)計也將馬上確定。
考慮到未來，新能源配儲成標配，且隨著相關(guān)政策陸續(xù)出臺，電力市場化改革進程不斷加快，獨立電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展前景將十分可觀!
用戶側(cè)儲能盈利模式
現(xiàn)階段主要的收益模式：
1、峰谷套利：在負荷低谷時，以較便宜的低谷電價對儲能電池進行充電，在負荷高峰時由儲能電池向負荷供電，實現(xiàn)峰值負荷的轉(zhuǎn)移，從峰谷電價中獲取收益。
2、能量時移：在戶用或工商業(yè)光儲系統(tǒng)中，通過儲能系統(tǒng)平滑發(fā)電量和用電量，提升光伏發(fā)電和消納率，最大程度實現(xiàn)利益最大化。
3、需求管理：工商業(yè)園區(qū)安裝儲能系統(tǒng)后，通過儲能適時充放，保障變壓器功率不會超出限制，從而達到降低用戶需量電費，減少工商業(yè)園區(qū)用電成本的目的。
4、需求側(cè)響應(yīng)：在用電緊張時，主動減少用電，通過削峰等方式，響應(yīng)供電平衡，并由此或得經(jīng)濟補償。
5、電力現(xiàn)貨市場交易：工商業(yè)儲能系統(tǒng)因容量較小，難以滿足電力交易市場中買方對于一次性調(diào)用量的需求，可通過虛擬電廠以聚合方式參與電力市場交易。
6、電力輔助服務(wù)：由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶所提供的服務(wù)，工商業(yè)儲能可通過參與輔助服務(wù)獲得收益。
總的來說，目前國內(nèi)居民用電價格水平遠低于國外，價格驅(qū)動不足；但是隨著雙碳目標的臨近，國有企業(yè)、工商業(yè)將積極探索節(jié)能降碳途徑，工商業(yè)儲能將迎來更廣闊市場，行業(yè)競爭也將更加激烈。
