中國儲能網訊：
儲能有三大應用場景，分別如下圖所示：
1）電源側：當前電源側主要是新能源（如風電、光伏）+儲能，也有火電加儲能聯(lián)合調頻，但不是今天討論重點。
2）電網側：電網側的獨立儲能
3）用戶側
一、新能源側配置儲能
1）發(fā)展歷程
第一階段：新能源電站場區(qū)內配套小規(guī)模儲能
早期，光伏電站和風電場根據(jù)電網要求，在場區(qū)內建設儲能設施，相當于是新能源電站的一套配套設備，這種方式沒有明確的盈利模式。
第二階段：新能源電站集中建設大規(guī)模共享儲能
2019年青海省首先提出了“共享儲能”的商業(yè)模式，即把風電場、光伏電站被強制配置的儲能規(guī)模集中起來，在電源側做一個共享儲能，并把共享儲能的規(guī)模租給附近需要配儲的新能源電站。
經過初期探索后，該模式在青海省得到廣泛的推廣；后來，湖南省也開始推廣“共享儲能”模式。2021年，山東省率先開展“5+2”示范項目，均為共享儲項目。共享儲能的收益來源共有三部分，每部分的收入情況如下表所示。
2022年9月，山東省能源局發(fā)布《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，從政策上進一步明確了共享儲能的盈利來源：
一、支持示范項目作為獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場，獲得電能量收益；
二、允許示范項目容量在全省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益；
三、對參與電力現(xiàn)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；（0.0991*2=0.1982元）
四、支持參與調頻、爬坡、黑啟動等輔助服務，獲得輔助服務收益
各省的容量租賃費用標準不同。如河南為26萬元/MW/年，湖南則超過40萬元/MW/年。
當前，電源側的“新能源+儲能”，主要以共享儲能為主。
2）共享儲能的風險
共享儲能主要存在以下三類風險
租賃市場風險
當前，共享儲能的規(guī)模很難租出去。大多數(shù)情況下，為電力集團內部項目。
例如，某央企2023年要在湖南某市建設1GW新能源電站（風電+光伏），根據(jù)電網要求的強制配儲比例，需要配置100MW/200MWh儲能，則可以找一個合適的地點，投建一個100MW/200MWh的儲能項目，租賃給集團內部的新能源項目使用。
這樣，可以很好的把控住風險，不會面臨租不出去、未來租賃價格下降、租賃用戶不續(xù)租等一系列風險。
然而，不同的電力投資企業(yè)之間租賃儲能設施，尤其是民營資本建設的共享儲能項目，可能僅30%的規(guī)模能租賃出去；同時，隨著儲能成本下降，租賃費用下降，上述風險在未來都會逐漸暴露。
現(xiàn)貨市場的價差穩(wěn)定性風險
當前，山東省現(xiàn)貨市場的峰谷價差在0.6~0.7元/kWh。因此可以實現(xiàn)上述案例中的盈利。然而，隨著電力交易市場政策的變動，未來是否能仍然保持如此高的價差，直接影響到未來項目收益的變化。
根據(jù)儲能項目的壽命，在未來的3~5年里，若電力交易市場政策變化，現(xiàn)貨市場峰谷價差縮小，則項目就會面臨收益降低風險。
交易團隊的專業(yè)性
由于儲能項目要利用在現(xiàn)貨市場峰谷價差實現(xiàn)盈利，深度參與現(xiàn)貨市場和電力輔助服務市場，相對于光伏電站，對于電力交易團隊的要求非常高。
如果電力交易團隊不夠專業(yè)，很可能面臨被罰款，甚至會出現(xiàn)虧損。
下表為某共享儲能電站2月1~10日，通過現(xiàn)貨市場的峰谷價差的收入情況。然而，在7月份，峰谷價差就沒有下表中這么大。
由于電力現(xiàn)貨市場的價格實時變動，因此交易人員要對價格進行24小時持續(xù)跟蹤，并利用專業(yè)知識、經驗，作出準確的充放電判斷。因此，對于交易團隊要求非常高！
鑒于共享儲能的風險高、專業(yè)性強，建議無新能源電站的第三方投資謹慎進入。
二、電網側獨立儲能電站應用模式
電網側儲能是大型的儲能電站，有抽水蓄能和電化學儲能兩種模式，隨著新型儲能政策發(fā)布，未來電化學儲能將占據(jù)越來越重要的位置。
電網側儲能電站能發(fā)揮調峰調頻的作用并以此盈利。
調峰是指在用電負荷和用電量不均勻時，投入其他發(fā)電機組，在并網時同步調整，維持用功功率平衡。目前調峰服務費以0.4-0.6元/kWh為主。
調頻是指當電力負荷或發(fā)電出力發(fā)生較大變化時，由其他發(fā)電機組來參加二次調頻，目前的補償價格為5-8元/MW。
2022年6月，國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)《南方區(qū)域電力并網運行管理實施細則》及《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》：
a) 目標：5MW/1h及以上的獨立電化學儲能電站，均可入市參與。
b) 調峰補償：在儲能參與調峰輔助服務中，獨立儲能電站參照煤機深度調峰第二檔的補償標準，對其充電電量進行補償，
具體補償標準為24×R5(元/兆瓦時)。即24×33元/MWh=0.792元/kWh(較2020年版提高0.292元/kWh)。
c) 南網旗下已投運電網側電池獨立儲能電站4座，合計30MW/62MWh；梅州五華、佛山南海等3個電網側百兆瓦級獨立儲能站進入前期工作階段，總裝機規(guī)模470MW/940MWh，將根據(jù)系統(tǒng)調節(jié)需要于2022年和2023年陸續(xù)建成投產。
電網側儲能數(shù)據(jù)很少有公開，上述示范項目是否能盈利，還需要觀察一段時間。
三、“用戶側+虛擬電廠”模式儲能
1、用戶側儲能收益來源
用戶側儲能的盈利模式非常清晰，其收入來源也大致分為三種途徑，如下表所示。
目前，用戶側峰谷價差比較高的省份如下表所示。用戶側儲能基本都能達到7%以上，好的地方甚至可以達到10%。因此，很多公司在廣東、浙江等省份搶占市場。
隨著儲能技術進步，循環(huán)次數(shù)的提升，越來越多的省份都具有工商側儲能投資價值。下表詳細解析了浙江、廣東、江蘇三省的充放電時間、電價、綜合收益等。由于江蘇的充放電時間更長，因此配置的小時數(shù)更多，往往是3~4小時。
2、 用戶側儲能收益關鍵影響因素
1）峰谷價差的大小
浙江區(qū)域投資最佳、其次是廣東和江蘇市場、最后包括安徽、湖南市場。
2）儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命
隨著技術進步，儲能系統(tǒng)循環(huán)次數(shù)也在不斷上升。
2021年許多儲能廠家投標次數(shù)一般按5000~6000次，而2022年、2023年的項目，廠家承諾的次數(shù)基本都在6000次以上；某企業(yè)承諾電芯15000次、系統(tǒng)10000次，相當于15年壽命。
3）與用戶的價差分成比例
用戶的價差分成比例的主要依據(jù)為價差本身的大小，價差越大，分給用戶的比例越高。浙江市場價差高，分成比例一般按85:15；廣東、江蘇市場一般按90:10；
今年，個別儲能企業(yè)提出與客戶82:18的分成比例，說明用戶側儲能的收益還是不錯的。
4）投資成本
當前的系統(tǒng)成本基本在2.1~2.2元/Wh之間，全國區(qū)域性差異很小。
3、用戶側儲能投資風險點
1）安全性
用戶最擔心的風險是著火、爆炸。實際上，隨著技術革新進步，電池質量提高、控制系統(tǒng)升級，安全性能大大提高；另一方面，政府監(jiān)管的加強（如消防驗收、電網驗收等）；同時，運維質量提高也是把控風險的重要環(huán)節(jié)。
2）交易能力的高低
以浙江某項目為例，今年8月份電網調峰壓力大，鼓勵用戶側儲能參與需求側響應，并給予3.8元/kWh的補貼。該項目半個月內盈利大幅提升。
3）企業(yè)資信問題
用戶需要長期穩(wěn)定的用電。由于儲能為模塊化設計，一旦用戶經營風險不用電，或付不起電費，既可以作為交易主體參與電網的現(xiàn)貨交易、輔助服務，也可以進行項目改造、遷移。未來，虛擬電廠是一個很好的托底的盈利模式。
4）后期運維的保證
5年之后，電池的電芯過保之后，對運維團隊提出更高的要求。
四、儲能其它特殊投資模式
除上述集中投資模式外，儲能還有以下幾種盈利模式。
1、新能源分擔儲能造價成本。
2、增量配電網內儲能特殊投資模式。
3、源網荷儲一體化投資模式。
4、備用電源替代+調峰模式。
5、部分城市的移動充電模式。
