2、工商业储能：峰谷套利模型

峰谷价差套利是用户侧储能的主要商业模式，通过低谷充电、高峰放电，时移电力需求实现电费节省。工商业储能峰谷套利模型是指通过将储能系统与电网相连，利用电网的电价差异进行峰谷电价套利，实现储能系统的收益最大化的一种模型。

3、新能源配储：新能源+新型储能PPT

PPT共五部分内容，包含碳达峰碳中和简介、电力部门低碳转型、新能源发展现状及应用场景探索、新型储能、建筑光伏一体化（BIPV）等。

02

电源侧储能商业模式、盈利能力

发电侧储能建在各个火电厂、风电场、光伏电站，是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。

根据用途的不同，电源侧新型储能一般与常规火电机组或与新能源发电机组联合配置。

商业模式一：与火电联合

火电配储能，即火电厂加装储能设施，通过火储联合调频方式，发挥储能快速响应优势，从技术上缩短火电机组响应时间，提高火电机组调节速率及调节精度，提升火电对电力系统的响应能力，被视为当前主要的调频手段之一。

国家能源局此前颁布的《并网发电厂辅助服务管理实施细则》与《发电厂并网运行管理实施细则》等文件，为火储联调项目确立了补偿机制。

从盈利模式来看，与火电联合配置的储能主要通过提高电厂调频响应能力、参与调频辅助服务而获取收益。

在实际操作中，火储联调项目参与的是电力辅助服务市场中的自动发电控制调频市场，火电厂调频效果主要由机组综合性能指标K值来体现，通过加装储能设施，火电厂机组综合性能指标K值可以提高2至3倍，调频能力明显提高。

调频效果越好，收益也越高。根据相关介绍，一个60万千瓦的火电机组若配置3%的电化学储能，项目调频收益可达200万～300万元，投资回收期为4～5年。

商业模式二：与新能源联合（新能源配储）

新能源配储能，即风电、光伏等新能源发电站在场区内建设储能设施，作为电站的配套设备，包括风储、光储、风光储多能互补等具体形式。

鉴于风电和光伏发电的间歇性和波动性等特征，新型储能作为新能源的“稳定器”，能够平滑新能源输出，是提升地区消纳空间的有效途径。

2021年7月，国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。对于新能源开发建设来说，配储几乎成为标配。

从盈利模式来看，与新能源联合配置的储能主要通过降低弃风弃光电量增加电费收入，通过支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场获取更高收益。

如2020年6月，山东省莱州市土山镇一期120MW+6MW/12MWh光储融合项目正式并网发电。仅2021年4月，该电站就被省电网调用了15次，调用频率50%；储能电站转换效率平均在88%左右，并且几乎没有故障。按山东200元/MWh的补贴标准，当月电站获得超过6万元的补贴。

每天下午接到电网不参与调度命令后，电站就会将当日的部分发电量进行存储。项目上网电价为0.4148元/度。即使考虑88%的转换效率，厂用电也能节省0.1～0.2元/度的电费成本。

03

电网侧储能商业模式、盈利能力

电网侧储能，狭义上，是在已建变电站内、废弃变电站内或专用站址等地区建设并直接接入公用电网的储能系统。

广义上，是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求，能发挥全局性、系统性作用的储能资源。

从广义范围看，储能项目建设位置不受限制，投资建设主体具有多样性，服务提供方主要有发电企业、电网公司、参与市场化交易的电力用户、储能企业等，所提供的服务包括调峰、调频、备用电源等电力辅助服务和独立储能等创新服务，目的是维护电力系统安全稳定、保证电能质量等。

主要商业模式：独立储能

独立储能以第三方资本投资为主建设，直接接入电网运行。

2022年5月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》规定：独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步提升了独立储能模式的经济性。

随着储能独立市场主体地位确立，各种政策利好相继释放，电网侧储能