新型儲能五大盈利模式：與火電聯合、與新能源聯合、獨立儲能、戶用儲能、工商業儲能。
據中關村儲能產業技術聯盟統計，新型儲能將在今年進入規模化發展階段，到2030年市場規模將達10萬億元以上。
在火熱的市場背后，新型儲能到底該怎么掙錢，有哪些商業模式？今天的將對電源側、電網側和用戶側新型儲能的商業模式、盈利能力進行分析。
本文將對電源側、電網側和用戶側新型儲能的五大盈利模式進行了深度分析，包含“與火電聯合、與新能源聯合、獨立儲能、戶用儲能、工商業儲能”。
01
1、獨立儲能：山西省獨立共享儲能收益分析PPT
PPT來自中國能建山西院，內容主要包含儲能項目發展必要性、儲能技術的發展、儲能項目的成本、儲能項目的收益、山西省儲能項目五部分。PPT梳理的獨立儲能項目的收益方式，主要包括以下種類：現貨期間市場交易；一次調頻；現貨期間參與響應交易；有功平衡服務、無功平衡服務、事故應急及回復服務方等潛在收益。
2、工商業儲能：峰谷套利模型
峰谷價差套利是用戶側儲能的主要商業模式，通過低谷充電、高峰放電，時移電力需求實現電費節省。工商業儲能峰谷套利模型是指通過將儲能系統與電網相連，利用電網的電價差異進行峰谷電價套利，實現儲能系統的收益最大化的一種模型。
3、新能源配儲：新能源+新型儲能PPT
PPT共五部分內容，包含碳達峰碳中和簡介、電力部門低碳轉型、新能源發展現狀及應用場景探索、新型儲能、建筑光伏一體化（BIPV）等。
02
電源側儲能商業模式、盈利能力
發電側儲能建在各個火電廠、風電場、光伏電站，是各種類型的發電廠用來促進電力系統安全平穩運行的配套設施。
根據用途的不同，電源側新型儲能一般與常規火電機組或與新能源發電機組聯合配置。
商業模式一：與火電聯合
火電配儲能，即火電廠加裝儲能設施，通過火儲聯合調頻方式，發揮儲能快速響應優勢，從技術上縮短火電機組響應時間，提高火電機組調節速率及調節精度，提升火電對電力系統的響應能力，被視為當前主要的調頻手段之一。
國家能源局此前頒布的《并網發電廠輔助服務管理實施細則》與《發電廠并網運行管理實施細則》等文件，為火儲聯調項目確立了補償機制。
從盈利模式來看，與火電聯合配置的儲能主要通過提高電廠調頻響應能力、參與調頻輔助服務而獲取收益。
在實際操作中，火儲聯調項目參與的是電力輔助服務市場中的自動發電控制調頻市場，火電廠調頻效果主要由機組綜合性能指標K值來體現，通過加裝儲能設施，火電廠機組綜合性能指標K值可以提高2至3倍，調頻能力明顯提高。
調頻效果越好，收益也越高。根據相關介紹，一個60萬千瓦的火電機組若配置3%的電化學儲能，項目調頻收益可達200萬～300萬元，投資回收期為4～5年。
商業模式二：與新能源聯合（新能源配儲）
新能源配儲能，即風電、光伏等新能源發電站在場區內建設儲能設施，作為電站的配套設備，包括風儲、光儲、風光儲多能互補等具體形式。
鑒于風電和光伏發電的間歇性和波動性等特征，新型儲能作為新能源的“穩定器”，能夠平滑新能源輸出，是提升地區消納空間的有效途徑。
2021年7月，國家能源局印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》提出，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。對于新能源開發建設來說，配儲幾乎成為標配。
從盈利模式來看，與新能源聯合配置的儲能主要通過降低棄風棄光電量增加電費收入，通過支撐新能源電站參與電力現貨和輔助服務市場獲取更高收益。
如2020年6月，山東省萊州市土山鎮一期120MW+6MW/12MWh光儲融合項目正式并網發電。僅2021年4月，該電站就被省電網調用了15次，調用頻率50%；儲能電站轉換效率平均在88%左右，并且幾乎沒有故障。按山東200元/MWh的補貼標準，當月電站獲得超過6萬元的補貼。
每天下午接到電網不參與調度命令后，電站就會將當日的部分發電量進行存儲。項目上網電價為0.4148元/度。即使考慮88%的轉換效率，廠用電也能節省0.1～0.2元/度的電費成本。
03
電網側儲能商業模式、盈利能力
電網側儲能，狹義上，是在已建變電站內、廢棄變電站內或專用站址等地區建設并直接接入公用電網的儲能系統。
廣義上，是指電力系統中能接受電力調度機構統一調度、響應電網靈活性需求，能發揮全局性、系統性作用的儲能資源。
從廣義范圍看，儲能項目建設位置不受限制，投資建設主體具有多樣性，服務提供方主要有發電企業、電網公司、參與市場化交易的電力用戶、儲能企業等，所提供的服務包括調峰、調頻、備用電源等電力輔助服務和獨立儲能等創新服務，目的是維護電力系統安全穩定、保證電能質量等。
主要商業模式：獨立儲能
獨立儲能以第三方資本投資為主建設，直接接入電網運行。
2022年5月，國家發展改革委和國家能源局發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》規定：獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，進一步提升了獨立儲能模式的經濟性。
隨著儲能獨立市場主體地位確立，各種政策利好相繼釋放，電網側儲能更多以獨立儲能電站的形式落地。
從盈利模式來看，獨立儲能盈利渠道有共享租賃、輔助服務、現貨套利、容量電價補償等，其中共享租賃為最主要盈利方式。
獨立儲能盈利模式
1、共享租賃：即儲能項目的投資方或業主將儲能系統的功率和容量以商品形式租賃給源、網、荷側的目標用戶。
對投資商而言，容量租賃費用是目前大部分獨立儲能電站最核心且較穩定的收益來源。各省獨立儲能電站均采用容量租賃模式獲得收益，容量租賃費用不等，通常在200～350元/kWh/年之間。
2、輔助服務：即儲能電站通過提供調峰、調頻等輔助服務，獲得輔助服務收益。
目前，各省儲能輔助服務具體收益額度不同，調峰多為按調峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。
3、現貨套利：指的是在電力現貨試點，獨立儲能電站利用分時價差，通過參與電力現貨市場實現峰谷價差套利，既實現自身盈利，又實現新能源消納。
2022年，山東在全國率先推行獨立儲能參與現貨交易，寧夏、湖南緊隨其后。根據《山東省電力現貨市場交易規則（試行）（2022年試行版V1.0）》，獨立儲能電站可以自主選擇參與調頻市場或者電能量市場。
4、容量電價補償：即各地國網電力公司、電力交易中心等有關部門，按照容量補償電價，定期向電力用戶收取容量電費，并將一定比例的費用補償給獨立儲能等市場機組。
2022年8月31日，山東省發改委等聯合印發《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》，提出對參與電力現貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益。
04
用戶側儲能商業模式、盈利能力
用戶側儲能，是在不同的用戶用電場景下，根據用戶的訴求，以降低用戶的用電成本、減少停電限電損失等為目的建設的儲能電站。
用戶側儲能主要依托分布式新能源、微電網、增量配網等方式建設，應用于城市、工業園區、大型商業綜合體、大型用電企業、家庭等場所，在其中發揮支撐分布式供能系統建設、提供定制化用能服務、提升用戶靈活調節能力等作用，同時通過參與電力現貨市場或利用峰谷價差套利實現盈利。
根據終端用戶的不同，用戶側儲能可分為戶用儲能和工商業儲能。
商業模式一：戶用儲能
戶用儲能，即用于家庭用戶的儲能系統。戶用儲能系統通常與戶用光伏系統組合安裝，為家庭用戶提供電能。
戶用儲能系統可以提高戶用光伏自發自用程度，減少用戶的電費支出，并在極端天氣等情況下保障用戶用電的穩定性。
從盈利模式來看，峰谷價差套利是戶用儲能最主要的獲利途徑，即夜間電價低谷時段為儲能電站充電，白天電價高峰時段放電，以此降低用戶用電成本，體現儲能經濟價值。
商業模式二：工商業儲能
工商業儲能是儲能系統在用戶側的典型應用，主要應用在工廠、商城、光儲充一體化和微網等場景中。
工商業用戶配置儲能的主要原因是滿足自身內部用電需求，利用峰谷電價差套利降低運營成本，儲能也可作為備用電源以應對突發停電事故。
若配置光伏，還可實現光伏發電最大化自發自用，有效提升清潔能源的消納率。
針對工商業儲能，我之前已經發布了非常詳細的分析，感興趣的朋友可點擊《下一個黃金賽道：工商業儲能！Excel計算表、補貼政策匯總、盈利模式盤點》閱讀。
從盈利模式來看，工商業儲能盈利渠道有峰谷套利、能量時移、需求管理、需求側響應、電力現貨市場交易、電力輔助服務等，其中峰谷套利為最主要盈利方式。
工商業儲能盈利模式
我國工商業普遍實行分時電價政策和尖峰電價政策。據統計，2023年上半年我國共有22個省份最大峰谷價差超過0.6元/kWh，大部分省份的峰谷價差相較于去年同期持續拉大。
最大峰谷價差位列前五的省份分別是廣東省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。
峰谷價差的拉大拓寬工商業儲能盈利空間，工業用地企業配置儲能的積極性將隨之提高。
2023年上半年全國各地最大峰谷價差情況
儲能行業整體的高速增長確定，未來想象空間加大且前景愈發清晰，吸引企業加速布局、資本踴躍加入。行業規模釋放為產業鏈相關企業帶來機遇，預計源網側儲能與工商業儲能板塊是2024年投資的核心。
據中關村儲能產業技術聯盟統計，新型儲能將在今年進入規模化發展階段，到2030年市場規模將達10萬億元以上。
在火熱的市場背后，新型儲能到底該怎么掙錢，有哪些商業模式？今天的將對電源側、電網側和用戶側新型儲能的商業模式、盈利能力進行分析。
本文將對電源側、電網側和用戶側新型儲能的五大盈利模式進行了深度分析，包含“與火電聯合、與新能源聯合、獨立儲能、戶用儲能、工商業儲能”。
01
1、獨立儲能：山西省獨立共享儲能收益分析PPT
PPT來自中國能建山西院，內容主要包含儲能項目發展必要性、儲能技術的發展、儲能項目的成本、儲能項目的收益、山西省儲能項目五部分。PPT梳理的獨立儲能項目的收益方式，主要包括以下種類：現貨期間市場交易；一次調頻；現貨期間參與響應交易；有功平衡服務、無功平衡服務、事故應急及回復服務方等潛在收益。
2、工商業儲能：峰谷套利模型
峰谷價差套利是用戶側儲能的主要商業模式，通過低谷充電、高峰放電，時移電力需求實現電費節省。工商業儲能峰谷套利模型是指通過將儲能系統與電網相連，利用電網的電價差異進行峰谷電價套利，實現儲能系統的收益最大化的一種模型。
3、新能源配儲：新能源+新型儲能PPT
PPT共五部分內容，包含碳達峰碳中和簡介、電力部門低碳轉型、新能源發展現狀及應用場景探索、新型儲能、建筑光伏一體化（BIPV）等。
02
電源側儲能商業模式、盈利能力
發電側儲能建在各個火電廠、風電場、光伏電站，是各種類型的發電廠用來促進電力系統安全平穩運行的配套設施。
根據用途的不同，電源側新型儲能一般與常規火電機組或與新能源發電機組聯合配置。
商業模式一：與火電聯合
火電配儲能，即火電廠加裝儲能設施，通過火儲聯合調頻方式，發揮儲能快速響應優勢，從技術上縮短火電機組響應時間，提高火電機組調節速率及調節精度，提升火電對電力系統的響應能力，被視為當前主要的調頻手段之一。
國家能源局此前頒布的《并網發電廠輔助服務管理實施細則》與《發電廠并網運行管理實施細則》等文件，為火儲聯調項目確立了補償機制。
從盈利模式來看，與火電聯合配置的儲能主要通過提高電廠調頻響應能力、參與調頻輔助服務而獲取收益。
在實際操作中，火儲聯調項目參與的是電力輔助服務市場中的自動發電控制調頻市場，火電廠調頻效果主要由機組綜合性能指標K值來體現，通過加裝儲能設施，火電廠機組綜合性能指標K值可以提高2至3倍，調頻能力明顯提高。
調頻效果越好，收益也越高。根據相關介紹，一個60萬千瓦的火電機組若配置3%的電化學儲能，項目調頻收益可達200萬～300萬元，投資回收期為4～5年。
商業模式二：與新能源聯合（新能源配儲）
新能源配儲能，即風電、光伏等新能源發電站在場區內建設儲能設施，作為電站的配套設備，包括風儲、光儲、風光儲多能互補等具體形式。
鑒于風電和光伏發電的間歇性和波動性等特征，新型儲能作為新能源的“穩定器”，能夠平滑新能源輸出，是提升地區消納空間的有效途徑。
2021年7月，國家能源局印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》提出，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。對于新能源開發建設來說，配儲幾乎成為標配。
從盈利模式來看，與新能源聯合配置的儲能主要通過降低棄風棄光電量增加電費收入，通過支撐新能源電站參與電力現貨和輔助服務市場獲取更高收益。
如2020年6月，山東省萊州市土山鎮一期120MW+6MW/12MWh光儲融合項目正式并網發電。僅2021年4月，該電站就被省電網調用了15次，調用頻率50%；儲能電站轉換效率平均在88%左右，并且幾乎沒有故障。按山東200元/MWh的補貼標準，當月電站獲得超過6萬元的補貼。
每天下午接到電網不參與調度命令后，電站就會將當日的部分發電量進行存儲。項目上網電價為0.4148元/度。即使考慮88%的轉換效率，廠用電也能節省0.1～0.2元/度的電費成本。
03
電網側儲能商業模式、盈利能力
電網側儲能，狹義上，是在已建變電站內、廢棄變電站內或專用站址等地區建設并直接接入公用電網的儲能系統。
廣義上，是指電力系統中能接受電力調度機構統一調度、響應電網靈活性需求，能發揮全局性、系統性作用的儲能資源。
從廣義范圍看，儲能項目建設位置不受限制，投資建設主體具有多樣性，服務提供方主要有發電企業、電網公司、參與市場化交易的電力用戶、儲能企業等，所提供的服務包括調峰、調頻、備用電源等電力輔助服務和獨立儲能等創新服務，目的是維護電力系統安全穩定、保證電能質量等。
主要商業模式：獨立儲能
獨立儲能以第三方資本投資為主建設，直接接入電網運行。
2022年5月，國家發展改革委和國家能源局發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》規定：獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，進一步提升了獨立儲能模式的經濟性。
隨著儲能獨立市場主體地位確立，各種政策利好相繼釋放，電網側儲能更多以獨立儲能電站的形式落地。
從盈利模式來看，獨立儲能盈利渠道有共享租賃、輔助服務、現貨套利、容量電價補償等，其中共享租賃為最主要盈利方式。
獨立儲能盈利模式
1、共享租賃：即儲能項目的投資方或業主將儲能系統的功率和容量以商品形式租賃給源、網、荷側的目標用戶。
對投資商而言，容量租賃費用是目前大部分獨立儲能電站最核心且較穩定的收益來源。各省獨立儲能電站均采用容量租賃模式獲得收益，容量租賃費用不等，通常在200～350元/kWh/年之間。
2、輔助服務：即儲能電站通過提供調峰、調頻等輔助服務，獲得輔助服務收益。
目前，各省儲能輔助服務具體收益額度不同，調峰多為按調峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。
3、現貨套利：指的是在電力現貨試點，獨立儲能電站利用分時價差，通過參與電力現貨市場實現峰谷價差套利，既實現自身盈利，又實現新能源消納。
2022年，山東在全國率先推行獨立儲能參與現貨交易，寧夏、湖南緊隨其后。根據《山東省電力現貨市場交易規則（試行）（2022年試行版V1.0）》，獨立儲能電站可以自主選擇參與調頻市場或者電能量市場。
4、容量電價補償：即各地國網電力公司、電力交易中心等有關部門，按照容量補償電價，定期向電力用戶收取容量電費，并將一定比例的費用補償給獨立儲能等市場機組。
2022年8月31日，山東省發改委等聯合印發《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》，提出對參與電力現貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益。
04
用戶側儲能商業模式、盈利能力
用戶側儲能，是在不同的用戶用電場景下，根據用戶的訴求，以降低用戶的用電成本、減少停電限電損失等為目的建設的儲能電站。
用戶側儲能主要依托分布式新能源、微電網、增量配網等方式建設，應用于城市、工業園區、大型商業綜合體、大型用電企業、家庭等場所，在其中發揮支撐分布式供能系統建設、提供定制化用能服務、提升用戶靈活調節能力等作用，同時通過參與電力現貨市場或利用峰谷價差套利實現盈利。
根據終端用戶的不同，用戶側儲能可分為戶用儲能和工商業儲能。
商業模式一：戶用儲能
戶用儲能，即用于家庭用戶的儲能系統。戶用儲能系統通常與戶用光伏系統組合安裝，為家庭用戶提供電能。
戶用儲能系統可以提高戶用光伏自發自用程度，減少用戶的電費支出，并在極端天氣等情況下保障用戶用電的穩定性。
從盈利模式來看，峰谷價差套利是戶用儲能最主要的獲利途徑，即夜間電價低谷時段為儲能電站充電，白天電價高峰時段放電，以此降低用戶用電成本，體現儲能經濟價值。
商業模式二：工商業儲能
工商業儲能是儲能系統在用戶側的典型應用，主要應用在工廠、商城、光儲充一體化和微網等場景中。
工商業用戶配置儲能的主要原因是滿足自身內部用電需求，利用峰谷電價差套利降低運營成本，儲能也可作為備用電源以應對突發停電事故。
若配置光伏，還可實現光伏發電最大化自發自用，有效提升清潔能源的消納率。
針對工商業儲能，我之前已經發布了非常詳細的分析，感興趣的朋友可點擊《下一個黃金賽道：工商業儲能！Excel計算表、補貼政策匯總、盈利模式盤點》閱讀。
從盈利模式來看，工商業儲能盈利渠道有峰谷套利、能量時移、需求管理、需求側響應、電力現貨市場交易、電力輔助服務等，其中峰谷套利為最主要盈利方式。
工商業儲能盈利模式
我國工商業普遍實行分時電價政策和尖峰電價政策。據統計，2023年上半年我國共有22個省份最大峰谷價差超過0.6元/kWh，大部分省份的峰谷價差相較于去年同期持續拉大。
最大峰谷價差位列前五的省份分別是廣東省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。
峰谷價差的拉大拓寬工商業儲能盈利空間，工業用地企業配置儲能的積極性將隨之提高。
2023年上半年全國各地最大峰谷價差情況
儲能行業整體的高速增長確定，未來想象空間加大且前景愈發清晰，吸引企業加速布局、資本踴躍加入。行業規模釋放為產業鏈相關企業帶來機遇，預計源網側儲能與工商業儲能板塊是2024年投資的核心。
