据能源圈了解到，

一、前言

新型储能，尤其是电化学储能在新型电力系统中发挥着越来越重要的作用。虽然储能的作用有很多但是所有的技术或产品，尤其是工业产品最终都要通过盈利来维持其工程应用。在电源侧、电网侧、用户侧等不同场景中，储能的盈利模式各不相同，各有侧重。在电源侧、电网侧、更多是以独立储能形式存在，功率和容量会比较大，而在用户侧更多的则是以工商业储能形式存在，功率和容量会偏小一点。具体都有那些盈利模式呢，我们来逐一剖析。

二、独立储能电站的盈利模式

（一）共享租赁模式

共享租赁是独立储能实际运行过程中较为常见的一种商业模式。具体而言，是由储能项目的投资方或业主（通常为第三方或厂商）来负责投资、运维，并将储能系统的功率和容量当作商品，租赁给源、网、荷侧的目标用户，比如大规模公共事业电网、独立发电企业、工商业用户、离网型能源用户等不同类型的主体。秉持“谁受益、谁付费” 的原则，向承租方收取租金，租金涵盖设备使用费、运维费用、软件费用、安装成本、税费等多个方面。

在电网统一调度下，这种模式优势明显。对于承租方来说，无需自主建设储能电站，可大幅减低原始资金投入，同时还能满足自身供能需求；而对于投资方而言，容量租赁费用是比较稳定的收入来源。例如，河南省“十四五” 独立储能容量租赁费用标准为 200 元/kWh/年，那么对于100MW/200MWh的独立储能电站来说，一年的租赁费用为4000万。

（二）现货套利模式

得益于相关政策支持，储能电站得以参与电力现货市场，通过利用不同时段的电价差来获取收益。国家发展改革委、国家能源局印发的相关规则等政策文件，都为储能参与现货市场提供了依据和保障。以山东为例，根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)(2022 年试行版 V1.0)》，独立储能电站可以自主选择参与电能量市场。在电能量市场中，储能电站 “报量不报价”，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。峰谷价差越大大，为独立储能电站盈利空间也就越大。随着电力现货市场的逐步建立和完善，更多省份的储能电站同样也有机会通过这种现货套利的方式来实现盈利，关键就在于把握好不同时段的电价差异，精准进行充放电操作。

（三）辅助服务模式

2021 年 8 月，国家能源局正式印发新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》，承认了新型储能拥有独立的并网主体地位，使其能在遵守安全稳定运行相关规定的同时，参与辅助服务市场获取收益。2022 年 6 月，国家能源局南方监管局印发南方区域新版《两个细则》，进一步将独立储能电站作为新主体纳入管理，提升补偿标准，完善盈利机制，不过也相应提高了准入门槛。

新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频（包括一次调频、二次调频）两类。不同省份的补偿标准有所不同，在调峰方面，多是按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15 元 /kWh（山东）到 0.8 元 /kWh（宁夏）不等；而调频则多按调频里程给予补偿，根据机组响应 AGC 调频指令的多少，补偿 0.1 - 15 元 / MW 的调频补偿。

（四）容量电价模式

目前，部分地区已经参照火电标准给予电化学储能容量电价，以此作为一种“兜底” 手段，保障储能项目的经济性，维持其持续运营。2023 年 11 月 9 日山东省能源局等单位印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》，规定新型储能根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定，示范项目补偿费用按独立储能月度可用容量补偿标准的 2 倍执行。

除山东外，河北、新疆等地也都在积极探索建立新型储能容量电价机制。河北在2024 年 1 月 1 日前省级批复的特定容量以上的独立储能项目可适用相关容量电价政策，且不同时间并网的项目有着不同的年度容量电价标准；新疆在 2023 年 6 月提出建立独立储能容量电价补偿机制，后续也明确了不同年份的补偿标准。总之，容量电价机制对于储能项目来说是保障其收益稳定、持续运营的关键举措。

三、工商业储能的盈利模式

（一）峰谷套利

峰谷套利是工商业储能最常见的盈利方式之一。通过在电力低谷时段以较低的电价充电，在高峰时段放电供给工商业用户，储能系统实现了电能的时移和价差套利。随着国内多地分时电价政策的推广，峰谷电价差逐步拉大，使得这种盈利方式的经济性显著提升。在浙江、广东等高用电量地区，工商业储能电站利用此方式的经济效益尤为明显，如下为河南省最新的分时电价。

（二）新能源并网消纳

在工商业储能市场中，越来越多的企业开始使用“光伏+ 储能”系统，政府也出台了相关的光伏配储补政策。从盈利角度来看，光伏发电具有间歇性和波动性，储能系统可以平滑光伏发电量，提高光伏发电的消纳率。当光伏电量超出用户所需时，多余的电能可以存储在储能系统中；当光伏电量不足时，储能系统可以向负荷供电，从而最大化降低用户的用电成本。

（三）配电扩容

对于生产能力不断扩大的工商业用户，原有的配电容量可能无法满足需求。储能系统可以在短期用电功率大于变压器容量时，利用储能的储存电量来满足负荷电能需量要求，从而降低变压器使用成本、减少扩容周期和投资，保障工商业用户的正常生产经营。例如，当企业因业务拓展等原因导致用电容量需求大增，原本申请的用电容量（变压器容量，KVA）已经无法满足业务需求时，储能系统就能在用电超负荷的关键时刻发挥作用，快速放电以满足电能需要，避免因配电容量不足影响生产。

（四）容量管理

国内大部分地区，工商业用户的电费包括基本电费与电度电费。储能系统可以在用电低谷时储能，在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率和最大需量，使实际用电功率曲线更加平滑，减少基本电费的支出。实际运行中，基本电价按需收费的工商业园区的安装储能系统后，还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（或者设定阈值）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，以此降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。

（五）电力辅助服务

储能系统可以通过参与电力系统的辅助服务获利。储能可相应系统调令为电力系统提供电压与无功功率支持，提高电力系统的稳定性和可靠性，并获得相应的报酬。比如在电力系统运行过程中，出现频率波动等情况时，储能系统凭借自身快速响应的优势，及时调节频率，保障电力系统稳定，进而按照相关规则获取相应的经济补偿，实现盈利。

（六）需求响应

储能系统还可以参与需求响应市场，根据电力系统需求的变化调整充放电策略，响应电力系统的需求并获得相应的奖励。以广东省为例，根据《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》通知，企业可以通过使用用户侧储能系统，对电网企业发出需求响应时段内进行响应，从而获得补贴，1kWh的补贴可至6-18元不等。

四、储能盈利的发展趋势与思考

（一）政策影响下的盈利空间变化

近年来，国家对储能行业的政策支持力度不断加码，这为储能盈利空间的拓展创造了良好条件。《2030 年前碳达峰行动方案》中明确了储能的清晰目标，提出到 2025 年新型储能装机容量要达到 3000 万千瓦以上，后续又出台了如《关于加快新型储能发展的指导意见》等相关政策，强调新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中的显著作用，并再次明确不同阶段的装机规模目标，给行业发展提供了清晰的方向指引。

从具体的政策影响来看，完善分时电价机制意义重大。随着各地分时电价政策的推广，峰谷电价差逐步拉大，像在浙江、广东等高用电量地区，工商业储能电站利用峰谷套利的盈利方式，其经济性显著提升，让储能在不同时段的电价差中找到了盈利机会。

（二）行业发展中盈利模式的优化

在储能行业蓬勃发展的进程中，盈利模式并非一成不变，而是需要根据多方面因素持续进行优化，以更好地契合行业发展节奏，实现可持续的盈利目标。

一方面，市场情况是盈利模式优化需要考量的关键因素。随着新能源装机占比持续提升，消纳问题逐渐凸显，储能的应用场景越发多样化，对盈利模式也提出了新要求。

另一方面，技术进步也为盈利模式优化提供了有力支撑。电化学储能作为目前发展较快、应用较广的储能方式，其成本在不断下降，成本的降低意味着盈利空间的扩大以及盈利模式可以更加灵活多样。

此外，行业竞争的加剧也倒逼企业去优化盈利模式。目前储能行业虽然整体发展态势良好，但竞争也越发激烈，激烈的竞争推动整个储能行业的盈利模式朝着更科学、更高效、更可持续的方向不断优化发展。