盘点目前储能的几种商业模式

模式①：发电侧自建配储→储存弃风弃光电量→向电网企业增发电量（发电侧）

发电企业利用自建储能，获得电量增发收益；收益来源：电网企业；收益金额：增发电量×电网侧购电电价。

在当前新能源弃用率较低情况下，发电侧通过配储消纳新能源电力的经济性不佳，是在政策强配压力下新能源发电的成本项。在未来储能系统成本下降或上网电价上升时，或有经济性。

以光伏电站为例，假设每年弃光率为2%，增加储能设备后，可以带来2%的额外电费收入，但是将增加储能设备的成本。根据测算，仅光伏发电内部收益率IRR为8.48%，配储解决弃光后下降至5.30%，配储后收益率低于不配储的情况。

模式②：参与电力辅助服务市场，提供调峰服务（发电侧/电网侧）

发电侧提供调峰服务，在电力辅助服务市场进行交易；收益来源：市场化交易调峰辅助服务市场可以看作对于发电权的交易，可以看成是调峰能力弱或调峰意愿不足的发电企业向调峰能力富裕且愿意提供更多辅助服务的发电企业购买了发电权。

模式③：参与电力辅助服务市场-调频辅助服务（发电侧/电网侧）

发电侧/电网侧提供调频服务，在电力辅助服务市场进行交易。

南方电网调频服务市场交易模式：所有上网主体均要按照上网电量缴纳调频费，形成资金池；电站投资方通过与火电厂签订合约的方式在火电厂旁建设储能调频电站。根据提供的调频服务，电网从将资金池中资金以调频补贴方式给予电站，随后电厂与电站分成。

电网调频指令通过市场化竞标的方式决定调频指令执行的中标方，其中标参考指标为（报价/性能指标K），按照由低到高的顺序依次中标；当储能电站各项参数均处于行业领先的水平时，预计调频IRR约18.65%。

模式④：为新能源企业提供租赁服务（电网侧）

独立储能可以将部分容量租赁给新能源企业，使新能源项目满足政策配储要求。租赁比例取决于新能源建设节奏，和地方强配比例、执行力度；以河南省新政为例，建议租赁费用标准为260元/KW·年；

模式⑤：参与电力现货市场，通过电价差套利（发电侧/电网侧/用户侧）

当前现货市场价差套利机制逐渐完善；2022年来，日现货价差超过1元/kWh时或有出现，储能电站的利用价差套利获取更大利润带来了空间。

作为充放电时长2小时及以上的储能系统来说，应考虑平均可获得的充放电电价差。以山东为例，平均两小时最高电价约0.7元/kWh左右，平均最低电价是约0.1元/kWh左右，在考虑储能充电时需要承担的容量电价（0.0991元/kWh），以及现货交易规则下的一些附加成本（约0.02元/kWh），一个2小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为0.5元/kWh左右。以85%的循环效率，全年运行330天，每天一次充放电循环计算，全年可获得的现货市场收益约为2481万元。

模式⑥：工商业/户用储能利用峰谷价差，节省电费成本（用户侧）

利用谷时较低电价对储能设备进行充电；在峰时电价较高时储能放电。

峰谷价差越大，收益越好。我国政策推进扩大峰谷价差，部分省份如广东、浙江、内蒙古、河北等推行尖峰电价，进一步扩大峰谷价差。根据测算，峰谷价差达0.7元/kWh时，储能IRR达8.60%。