新型储能怎么挣钱？深度解析五大盈利模式！

新型储能五大盈利模式：与火电联合、与新能源联合、独立储能、户用储能、工商业储能。

据中关村储能产业技术联盟统计，新型储能将在今年进入规模化发展阶段，到2030年市场规模将达10万亿元以上。

在火热的市场背后，新型储能到底该怎么挣钱，有哪些商业模式？今天的将对电源侧、电网侧和用户侧新型储能的商业模式、盈利能力进行分析。

本文将对电源侧、电网侧和用户侧新型储能的五大盈利模式进行了深度分析，包含“与火电联合、与新能源联合、独立储能、户用储能、工商业储能”。



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1、独立储能：山西省独立共享储能收益分析PPT

PPT来自中国能建山西院，内容主要包含储能项目发展必要性、储能技术的发展、储能项目的成本、储能项目的收益、山西省储能项目五部分。PPT梳理的独立储能项目的收益方式，主要包括以下种类：现货期间市场交易；一次调频；现货期间参与响应交易；有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及回复服务方等潜在收益。
















2、工商业储能：峰谷套利模型

峰谷价差套利是用户侧储能的主要商业模式，通过低谷充电、高峰放电，时移电力需求实现电费节省。工商业储能峰谷套利模型是指通过将储能系统与电网相连，利用电网的电价差异进行峰谷电价套利，实现储能系统的收益最大化的一种模型。





3、新能源配储：新能源+新型储能PPT

PPT共五部分内容，包含碳达峰碳中和简介、电力部门低碳转型、新能源发展现状及应用场景探索、新型储能、建筑光伏一体化（BIPV）等。


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电源侧储能商业模式、盈利能力

发电侧储能建在各个火电厂、风电场、光伏电站，是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。

根据用途的不同，电源侧新型储能一般与常规火电机组或与新能源发电机组联合配置。

商业模式一：与火电联合

火电配储能，即火电厂加装储能设施，通过火储联合调频方式，发挥储能快速响应优势，从技术上缩短火电机组响应时间，提高火电机组调节速率及调节精度，提升火电对电力系统的响应能力，被视为当前主要的调频手段之一。

国家能源局此前颁布的《并网发电厂辅助服务管理实施细则》与《发电厂并网运行管理实施细则》等文件，为火储联调项目确立了补偿机制。

从盈利模式来看，与火电联合配置的储能主要通过提高电厂调频响应能力、参与调频辅助服务而获取收益。

在实际操作中，火储联调项目参与的是电力辅助服务市场中的自动发电控制调频市场，火电厂调频效果主要由机组综合性能指标K值来体现，通过加装储能设施，火电厂机组综合性能指标K值可以提高2至3倍，调频能力明显提高。

调频效果越好，收益也越高。根据相关介绍，一个60万千瓦的火电机组若配置3%的电化学储能，项目调频收益可达200万～300万元，投资回收期为4～5年。

商业模式二：与新能源联合（新能源配储）

新能源配储能，即风电、光伏等新能源发电站在场区内建设储能设施，作为电站的配套设备，包括风储、光储、风光储多能互补等具体形式。

鉴于风电和光伏发电的间歇性和波动性等特征，新型储能作为新能源的“稳定器”，能够平滑新能源输出，是提升地区消纳空间的有效途径。

2021年7月，国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。对于新能源开发建设来说，配储几乎成为标配。

从盈利模式来看，与新能源联合配置的储能主要通过降低弃风弃光电量增加电费收入，通过支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场获取更高收益。

如2020年6月，山东省莱州市土山镇一期120MW+6MW/12MWh光储融合项目正式并网发电。仅2021年4月，该电站就被省电网调用了15次，调用频率50%；储能电站转换效率平均在88%左右，并且几乎没有故障。按山东200元/MWh的补贴标准，当月电站获得超过6万元的补贴。

每天下午接到电网不参与调度命令后，电站就会将当日的部分发电量进行存储。项目上网电价为0.4148元/度。即使考虑88%的转换效率，厂用电也能节省0.1～0.2元/度的电费成本。

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电网侧储能商业模式、盈利能力

电网侧储能，狭义上，是在已建变电站内、废弃变电站内或专用站址等地区建设并直接接入公用电网的储能系统。

广义上，是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求，能发挥全局性、系统性作用的储能资源。

从广义范围看，储能项目建设位置不受限制，投资建设主体具有多样性，服务提供方主要有发电企业、电网公司、参与市场化交易的电力用户、储能企业等，所提供的服务包括调峰、调频、备用电源等电力辅助服务和独立储能等创新服务，目的是维护电力系统安全稳定、保证电能质量等。

主要商业模式：独立储能

独立储能以第三方资本投资为主建设，直接接入电网运行。

2022年5月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》规定：独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步提升了独立储能模式的经济性。

随着储能独立市场主体地位确立，各种政策利好相继释放，电网侧储能更多以独立储能电站的形式落地。

从盈利模式来看，独立储能盈利渠道有共享租赁、辅助服务、现货套利、容量电价补偿等，其中共享租赁为最主要盈利方式。



独立储能盈利模式

1、共享租赁：即储能项目的投资方或业主将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给源、网、荷侧的目标用户。

对投资商而言，容量租赁费用是目前大部分独立储能电站最核心且较稳定的收益来源。各省独立储能电站均采用容量租赁模式获得收益，容量租赁费用不等，通常在200～350元/kWh/年之间。

2、辅助服务：即储能电站通过提供调峰、调频等辅助服务，获得辅助服务收益。

目前，各省储能辅助服务具体收益额度不同，调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。

3、现货套利：指的是在电力现货试点，独立储能电站利用分时价差，通过参与电力现货市场实现峰谷价差套利，既实现自身盈利，又实现新能源消纳。

2022年，山东在全国率先推行独立储能参与现货交易，宁夏、湖南紧随其后。根据《山东省电力现货市场交易规则（试行）（2022年试行版V1.0）》，独立储能电站可以自主选择参与调频市场或者电能量市场。

4、容量电价补偿：即各地国网电力公司、电力交易中心等有关部门，按照容量补偿电价，定期向电力用户收取容量电费，并将一定比例的费用补偿给独立储能等市场机组。

2022年8月31日，山东省发改委等联合印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，提出对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。

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用户侧储能商业模式、盈利能力

用户侧储能，是在不同的用户用电场景下，根据用户的诉求，以降低用户的用电成本、减少停电限电损失等为目的建设的储能电站。

用户侧储能主要依托分布式新能源、微电网、增量配网等方式建设，应用于城市、工业园区、大型商业综合体、大型用电企业、家庭等场所，在其中发挥支撑分布式供能系统建设、提供定制化用能服务、提升用户灵活调节能力等作用，同时通过参与电力现货市场或利用峰谷价差套利实现盈利。

根据终端用户的不同，用户侧储能可分为户用储能和工商业储能。

商业模式一：户用储能

户用储能，即用于家庭用户的储能系统。户用储能系统通常与户用光伏系统组合安装，为家庭用户提供电能。

户用储能系统可以提高户用光伏自发自用程度，减少用户的电费支出，并在极端天气等情况下保障用户用电的稳定性。

从盈利模式来看，峰谷价差套利是户用储能最主要的获利途径，即夜间电价低谷时段为储能电站充电，白天电价高峰时段放电，以此降低用户用电成本，体现储能经济价值。

商业模式二：工商业储能

工商业储能是储能系统在用户侧的典型应用，主要应用在工厂、商城、光储充一体化和微网等场景中。

工商业用户配置储能的主要原因是满足自身内部用电需求，利用峰谷电价差套利降低运营成本，储能也可作为备用电源以应对突发停电事故。

若配置光伏，还可实现光伏发电最大化自发自用，有效提升清洁能源的消纳率。

针对工商业储能，我之前已经发布了非常详细的分析，感兴趣的朋友可点击《下一个黄金赛道：工商业储能！Excel计算表、补贴政策汇总、盈利模式盘点》阅读。

从盈利模式来看，工商业储能盈利渠道有峰谷套利、能量时移、需求管理、需求侧响应、电力现货市场交易、电力辅助服务等，其中峰谷套利为最主要盈利方式。



工商业储能盈利模式

我国工商业普遍实行分时电价政策和尖峰电价政策。据统计，2023年上半年我国共有22个省份最大峰谷价差超过0.6元/kWh，大部分省份的峰谷价差相较于去年同期持续拉大。

最大峰谷价差位列前五的省份分别是广东省1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.970元/kWh、吉林省0.961元/kWh。

峰谷价差的拉大拓宽工商业储能盈利空间，工业用地企业配置储能的积极性将随之提高。



2023年上半年全国各地最大峰谷价差情况

储能行业整体的高速增长确定，未来想象空间加大且前景愈发清晰，吸引企业加速布局、资本踊跃加入。行业规模释放为产业链相关企业带来机遇，预计源网侧储能与工商业储能板块是2024年投资的核心。