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2021年儲能系統(tǒng)成本1.5元/Wh左右，迎來經(jīng)濟(jì)拐點(diǎn)，專家預(yù)測，到2030年新增儲能需求將達(dá)536GW/1575GWh，潛力巨大！那么，儲能有哪些盈利模式？哪些省份配置儲能更具經(jīng)濟(jì)性？

一、并網(wǎng)側(cè)：大電站/新能源配儲

1、新能源配儲的強(qiáng)制性、必要性

截止目前，有11個省份發(fā)布了新能源強(qiáng)制配儲政策，新能源配儲首先可以解決新能源本身?xiàng)夛L(fēng)棄光問題，將負(fù)載用不完的電儲存起來，等到負(fù)載高峰時再釋放，避免了浪費(fèi)；其次，當(dāng)電網(wǎng)斷電時，可以利用電站和電池供應(yīng)負(fù)載。

2、新能源配儲的經(jīng)濟(jì)性

新能源配儲不僅是強(qiáng)制的、必要的，在目前也具備了經(jīng)濟(jì)性。

2021年儲能系統(tǒng)成1.5元/Wh左右，相關(guān)研究表明，一類地區(qū)上網(wǎng)電價達(dá)0.51元/kWh、二類地區(qū)上網(wǎng)電價達(dá)0.42元/kWh、一類地區(qū)上網(wǎng)電價達(dá)0.36元/kWh時，儲能具備經(jīng)濟(jì)性。

二、用戶側(cè)儲能：峰谷價差套利

用戶側(cè)儲能大多數(shù)以工商業(yè)、戶用光儲形式存在；也可以由第三方投資運(yùn)營，在工業(yè)用戶園內(nèi)建設(shè)儲能電站，與工業(yè)用戶分享利潤。這種模式的儲能電站是利用峰谷價差套利。相關(guān)試驗(yàn)研究表明，峰谷價差達(dá)0.7元/kWh時，儲能具備經(jīng)濟(jì)性。目前有北京、山東、江蘇、浙江、廣西、廣州、河南等7省份達(dá)到要求。

7月29日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。政策逐步落實(shí)后，儲能套利將更具經(jīng)濟(jì)性。

三、電網(wǎng)側(cè)儲能：調(diào)峰調(diào)頻

電網(wǎng)側(cè)儲能是大型的儲能電站，有抽水蓄能和電化學(xué)儲能兩種模式，隨著新型儲能政策發(fā)布，未來電化學(xué)儲能將占據(jù)越來越重要的位置。電網(wǎng)側(cè)儲能電站能發(fā)揮調(diào)峰調(diào)頻的作用并以此盈利。

調(diào)峰是指在用電負(fù)荷和用電量不均勻時，投入其他發(fā)電機(jī)組，在并網(wǎng)時同步調(diào)整，維持用功功率平衡。目前調(diào)峰服務(wù)費(fèi)以0.4-0.6元/kWh為主。調(diào)頻是指當(dāng)電力負(fù)荷或發(fā)電出力發(fā)生較大變化時，由其他發(fā)電機(jī)組來參加二次調(diào)頻，目前的補(bǔ)償價格為5-8元/MW。

目前，全國多省為儲能參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)設(shè)置了補(bǔ)償規(guī)則：

9月24日，國家能源局局長章建華在國際重要會議上發(fā)表講話時表示：將加快部署新型儲能、氫能等關(guān)鍵技術(shù)的研發(fā)、推廣和應(yīng)用。

同日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于能源領(lǐng)域深化“放管服”改革優(yōu)化營商環(huán)境的實(shí)施意見（征求意見稿）》提出：電網(wǎng)企業(yè)要做好新能源、分布式能源、新型儲能、微電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)等項(xiàng)目接入電網(wǎng)服務(wù)。

隨著國家政策的大力支持和儲能技術(shù)的飛速發(fā)展，儲能由理想很美好變成了現(xiàn)實(shí)也很美好。

原標(biāo)題：全國各省儲能盈利情況分析