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2021年儲能系統(tǒng)成本1.5元/Wh左右，迎來經濟拐點，專家預測，到2030年新增儲能需求將達536GW/1575GWh，潛力巨大！那么，儲能有哪些盈利模式？哪些省份配置儲能更具經濟性？

一、并網側：大電站/新能源配儲

1、新能源配儲的強制性、必要性

截止目前，有11個省份發(fā)布了新能源強制配儲政策，新能源配儲首先可以解決新能源本身棄風棄光問題，將負載用不完的電儲存起來，等到負載高峰時再釋放，避免了浪費；其次，當電網斷電時，可以利用電站和電池供應負載。

2、新能源配儲的經濟性

新能源配儲不僅是強制的、必要的，在目前也具備了經濟性。

2021年儲能系統(tǒng)成1.5元/Wh左右，相關研究表明，一類地區(qū)上網電價達0.51元/kWh、二類地區(qū)上網電價達0.42元/kWh、一類地區(qū)上網電價達0.36元/kWh時，儲能具備經濟性。

二、用戶側儲能：峰谷價差套利

用戶側儲能大多數以工商業(yè)、戶用光儲形式存在；也可以由第三方投資運營，在工業(yè)用戶園內建設儲能電站，與工業(yè)用戶分享利潤。這種模式的儲能電站是利用峰谷價差套利。相關試驗研究表明，峰谷價差達0.7元/kWh時，儲能具備經濟性。目前有北京、山東、江蘇、浙江、廣西、廣州、河南等7省份達到要求。

7月29日，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。政策逐步落實后，儲能套利將更具經濟性。

三、電網側儲能：調峰調頻

電網側儲能是大型的儲能電站，有抽水蓄能和電化學儲能兩種模式，隨著新型儲能政策發(fā)布，未來電化學儲能將占據越來越重要的位置。電網側儲能電站能發(fā)揮調峰調頻的作用并以此盈利。

調峰是指在用電負荷和用電量不均勻時，投入其他發(fā)電機組，在并網時同步調整，維持用功功率平衡。目前調峰服務費以0.4-0.6元/kWh為主。調頻是指當電力負荷或發(fā)電出力發(fā)生較大變化時，由其他發(fā)電機組來參加二次調頻，目前的補償價格為5-8元/MW。

目前，全國多省為儲能參與調峰、調頻輔助服務設置了補償規(guī)則：

9月24日，國家能源局局長章建華在國際重要會議上發(fā)表講話時表示：將加快部署新型儲能、氫能等關鍵技術的研發(fā)、推廣和應用。

同日，國家能源局發(fā)布《關于能源領域深化“放管服”改革優(yōu)化營商環(huán)境的實施意見（征求意見稿）》提出：電網企業(yè)要做好新能源、分布式能源、新型儲能、微電網和增量配電網等項目接入電網服務。

隨著國家政策的大力支持和儲能技術的飛速發(fā)展，儲能由理想很美好變成了現實也很美好。

原標題：全國各省儲能盈利情況分析