新型儲能在提升電力系統調節能力、綜合效率和安全保障作用方面能發揮較大作用，在建設以新能源為主的新型電力系統以及實現“雙碳”目標的大背景下，新型儲能的作用更加凸顯。

本文來源：微信公眾號 鄂電價格 ID：edianjiage 作者：范先國 汪致洵

根據儲能在電力系統中的位置不同，新型儲能一般分為4類：獨立儲能、電源側儲能、用戶側儲能和電網側儲能。

目前而言，國家層面針對新型儲能產業發展出臺了一系列支持政策。但是，在電價機制方面稍顯缺失，僅在相關產業支持政策中提出了原則意見或探索方向，比如：《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號）提出：“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間”。

由于配套政策在研究探索中，導致新型儲能盈利模式并不明朗，有點“霧里看花”的感覺。

拋開少數省份自行出臺的獨立調峰價格政策外，我們認為現階段新型儲能根據其屬性不同，主要有兩種盈利模式：峰谷價差套利模式、電量電價收入模式。

1.峰谷價差套利模式，主要適用于獨立儲能電站、用戶側配套儲能電站。儲能電站在低谷時向電網買電、儲存電能，在高峰時釋放電能、向用戶賣電，利用峰谷價差實現套利，獲取購銷價差收入。

2021年國家發改委出臺了《關于進一步完善分時電價機制的通知》（發改價格〔2021〕1093號），其中一大亮點就是要求合理拉大峰谷電價價差，可以理解為加快儲能發展釋放的強烈的價格信號。

峰谷價差的拉大，在電力現貨市場，有利于儲能企業通過價差套利——低買高賣。

對于獨立儲能電站，以通過形成合理的峰谷電價價差為核心，積極參與電力市場，在市場上發揮高峰供電作用，服務于特定用戶電力需求并獲取高峰時段價差收入；

對于用戶側配套儲能電站，作為特殊“用戶”的一部分，主要服務于與其配套的用戶，通過優化負荷曲線、需量管理、支撐綜合能源服務以及需求側響應等作用，降低用戶用能成本，提升用戶供電可靠性。

從湖北來看，2021年新出臺的峰谷分時電價政策，進一步拉大了尖峰、低谷價差，有利于加快推動新型儲能發展。

 

儲能企業在低谷時段(晚上11點至第二天凌晨7點，8個小時)充電，正是晚上休息時間，這個時候，企業用電的價格僅僅是平段基礎電價的0.48倍。

而高峰時段（上午9點到下午3點，6個小時）放電——向用戶供電，正是上班生產時間，這個時候，儲能賣出電價是平段基礎電價的1.49倍，高峰、低谷價差達到了1.01倍，也就意味著度電價差資金超過了工商業的平段基礎電價水平（約0.6元-1元）。

科學合理調度生產運行方式，利用較高的購銷價差來獲取較高的收益。

在美國加州，獨立儲能電站參與電力市場IRR（內部收益率）可達19.1%，其中“峰谷價差套利”就是其收入來源的一部分！

據悉，2022年2月底和3月初，山東省留格國投儲能、滕源華電儲能、關家三峽儲能和全福華能儲能4家電站先后在電力交易中心完成注冊公示，成為全國首批參與電力現貨市場的獨立儲能電站。

目前山東電能量市場日最高電價價差已經超過1元/千瓦時，套利空間較大。如果儲能電站能夠合理制定競價策略，其有望得到較好收益。

2.電量電價收入模式，主要適應于電源側儲能電站。新能源企業為獲取新能源項目指標，主動按照政府強制要求配置一定的儲能設施。收益來源是減少棄風棄光電量和“兩個細則”考核費用，儲能電站多數僅作為新能源項目的成本項。

對于電源側儲能，主要服務于所配套電源，優化電源上網供電曲線，支撐風電、光伏等非化石能源電源符合電源可控性要求，降低市場收入風險，增加發電收入。

目前，湖北已經有三個共享儲能項目，黃梅儲陽、大唐浠水巴河、大唐龍感湖。

上述共享儲能參與主體實際上就是，一個30MW/60MWh的儲能電站和兩個光伏電站。在兩個光伏電站的發電高峰時段，有部分棄光量，利用儲能電站存儲，光伏發電低谷時，儲能電站向系統釋放電能。

這部分存儲-釋放電量的收益，由儲能電站和光伏電站分享。一方面，對于風光等新能源企業，最大限度減少棄風棄光，發揮較好的經濟效益；另一方面，配套儲能可優化電廠出力，參與市場高峰時段交易，提高收益水平。

在美國德州，光儲項目參與電力市場IRR（內部收益率）可達24.2%，其中“峰谷價差套利”是其收入來源的主要部分！

電網側儲能又包括電網替代性儲能設施和電網側儲能電站。

其中：電網替代性儲能設施，一般不能獨立運行，只是電網建設投入的一種技術手段，可以減少變電容量及輸配電線路的建設，降低電網投資。

電網側儲能電站，一般可以獨立運行，具備調峰、調頻、事故備用等功能，由電網調度控制，用以保障電力系統安全穩定運行或提升電網經濟性。

電網側儲能投資受到國家嚴格監管，2019年出臺的《輸配電定價成本監審辦法》及2020年出臺的《省級電網輸配電價定價辦法》，均明確規定電化學儲能投資不能計入輸配電定價成本。

因此，電網側儲能只有履行了嚴格的審核程序、經政府主管部門批準后方可投資建設，方能納入輸配電有效資產，通過輸配電價回收。

結論：

總體來看，新型儲能和抽水蓄能二者作用高度相似，都是提升發電容量充裕度、保障新型電力系統安全穩定運行的重要支撐。

但相較抽水蓄能價格機制，新型儲能尚存在諸多問題。國家針對抽水蓄能已經出臺了容量電價機制，但對于新型儲能，卻無法同等享受容量電價政策，似乎不太合理，影響儲能項目發展速度和質量。

尤其值得注意的是，無論是價差套利模式還是發電電價收入模式，都是市場行為，面臨著多變環境下的運行策略、電價機制、交易機制等問題，存在風險和不確定性。最根本的是要解決市場化成本的疏導矛盾。

結合十四五儲能規劃，建議國家層面盡快深入研究，參照抽水蓄能，建立符合新型儲能特點的容量電價機制，助力新型儲能具有穩定合理的收益來源。