发电侧、电网侧、用户侧配储怎么区分？在哪个省份做储能最赚钱？（附电价表）

今年以来，各新能源发电行业对于储能的关注度日益增强，相关招投标项目的数量和容量也在同步提升。从最近的中标项目情况来看，磷酸铁锂电池储能系统的中标价格受地区、应用场景、规模、电池管理系统（BMS）等多方面影响，成本单价普遍在1.50元/Wh-2.02元/Wh之间，铅酸电池储能系统在成本上更具优势，单价通常低于1.50元/Wh。

大家最关心的还是储能到底赚不赚钱？能赚多少钱？在哪些地方能赚钱？让我们一起来看一看吧~

三大可获取收益的应用场景

我们经常听到业内人士提及“源网荷储”的一体化新型实施路径，其实简单来说，可以理解为储能分别在发电侧、电网侧、用户侧的三类应用途径。

（图源网络）

发电侧——源

发电侧配储主要指我们常见的光伏、风电、水电配储，以配合火电厂、电网调峰调频并获收益为主要运营模式。同时改善可再生能源“三弃”问题，尤其在青海、宁夏等大型地面电站聚集区域，安装储能系统可有效降低弃光率。

（图源：湖北工程）

电网侧——网

相对来说，我国电网侧储能发展较快，主要是因为电网可以自己来平衡电价，相较于发电侧，电网侧不需要为储能争取额外的补偿机制，比如电价优惠、补贴等。我们常常听到的抽水蓄能，其实也是储能技术应用在电网侧的一种模式。其商业模式是将一部分容量租给新能源业主换钱，另一部分参与市场交易，湖南省参与市场的收益就相对可观。

（图源：中国能源研究会储能专委会）

用户侧——荷

通常我们将户用配储、工商业配储、储能充电桩都归为用户侧，主要对象是用电方。户用储能的主场在国外，近两年国内关于其他用户侧的储能项目数量增长较快，在政策鼓励支持下，新增装机占比大幅提升。但需要注意的是，储能电池成本降得还是相对较慢。再加上对于整个电池系统的造价、电池循环寿命的预期和考虑，从收益上来看，峰谷价差也要达到一定程度比如谷电3毛钱、峰电1块钱才会有收益。

（图源：湖北工程）

七大国内市场盈利渠道

1. 新能源消纳

目前，我国新能源项目主要由水电、光伏、风电组成。其中，抽水蓄能是成本最低、新增装机量最大的储能模式，在国家层面的可再生能源规划中，水电的经济性也是最好的。

同时，随着光伏装机容量的大幅提升，电网消纳负载过重，光储成为了当前市场环境下，最被企业看好的配储投资方向。一方面可以大幅降低弃电率，另一方面还能将原本要低价卖出的电力，储存到高价的时候再卖，最大程度上实现用电利益最大化。

（数据来源：湖北工程）

2. 峰谷套利

增设储能系统实现价值的最直接方式就是对峰谷电价套利。用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。

（峰谷套利示意图图源网络）

3. 需量管理

我国针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，电度电费是指按用户实用电量计算的电价，基本电费是指按用户受电变压器（按容收费）或最大需量计算（按需收费）的电价收费。

基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。

（图源网络）

4. 配电增容

当工商业用户而原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。

5. 需求侧响应

电力需求响应，是指当电力批发市场价格升高或系统可靠性受威胁时，电力用户接收到供电方发出的诱导性减少负荷的直接补偿通知或者电力价格上升信号后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升的短期行为。简单来说，就是企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。以广东省印发《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》的通知，广东对用户侧储能给出鼓励价可到3.5元/kWh，电力用户可做到生产、补贴两不误！,按照广东省往年历史数据推导得出一年响应需求约60次左右，投资回收期可缩短一年。

6. 电力现货交易

电力现货交易是指发电企业等市场主体以市场化交易的形式提供电力服务的交易机制。随着中国电力市场改革步伐的加快，国家出台新政鼓励储能参与电力现货市场，储能产业新的商业模式被激活。