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一、儲能有哪幾種盈利方式？

儲能的應(yīng)用場景可以分為并網(wǎng)側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三類。并網(wǎng)側(cè)的盈利方式主要是電網(wǎng)調(diào)峰、新能源配儲等；電網(wǎng)側(cè)儲能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電擴容升級，為電網(wǎng)調(diào)頻盈利; 用戶側(cè)儲能主要用于峰谷價差套利等。

二、現(xiàn)在的儲能成本是多少？盈利能力如何？

儲能成本有系統(tǒng)成本、度電成本、里程成本。

系統(tǒng)成本。儲能系統(tǒng)成本10年間由最初的7-8/Wh，降到后來的2元/Wh，現(xiàn)在近1.5元/Wh。

10月份，中廣核江西進賢前坊4MW/8MWh儲能項目中標候選人出爐，天津瑞能電氣有限公司和天津明智潤陽技術(shù)有限公司的聯(lián)合體預中標，中標單價1.2元/Wh。4月份，河南平煤鋰電500kW/2400kwh用戶側(cè)儲能項目公示中標公示，平高集團以1.12元/Wh的價格中標。

2021年，東吳證券發(fā)布一份儲能行業(yè)深度報告測算后認為，儲能系統(tǒng)成本為1.5元/Wh左右，迎來經(jīng)濟性拐點，目前諸多儲能項目EPC中標結(jié)果就低于這個價格。

度電成本。度電成本是對項目生命周期內(nèi)的成本和放電量進行平準化后計算得到的儲能成本。10月21日，華為中標1300MWh沙特紅海新城全球最大儲能項目，華為在對中標項目進行解讀時表示：全球最大的離網(wǎng)儲能項目經(jīng)濟性優(yōu)勢突出，光儲整體系統(tǒng)生命周期度電成本低于10美分（0.6384元），低于傳統(tǒng)發(fā)電方式，此模式可快速復制。隨著電化學儲能技術(shù)發(fā)展，儲能系統(tǒng)正快速下降，曹仁賢表示，到2025年，儲能度電成本將低于0.15元。

7月29日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，要求拉大峰谷價差至少3:1，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。目前有50%的地區(qū)可以達到3:1，價差值在0.5-0.7元/kWh。若提高到4:1，則價差值在0.75-1.05元/kWh。

8月31日，廣東發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關(guān)問題的通知》，尖峰低谷最大峰谷電價差能達到1.1735元/度電。9月26日，河南省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》，尖峰低谷最大電價差達0.85元以上……

目前北京、山東、江蘇、浙江、廣西、廣州、河南等多個省份具備套利空間。

里程成本。是對項目的成本和調(diào)頻里程進行平準化后計算得到的儲能成本, 是評價儲能電站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻或二次調(diào)頻經(jīng)濟性的重要指標。目前，儲能里程成本約為3.93元/MW,參與福建、廣東、蒙西、山西、京津唐、甘肅和四川等多個省份調(diào)頻具備盈利空間。

10月12日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，取消工商業(yè)目錄銷售電價，還要求各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，工商業(yè)電價的提高和峰谷點價差的拉大，將為儲能帶來巨大發(fā)展空間。

原標題：儲能成本多少？有哪些盈利方式？盈利能力如何？