储能作为新兴事物，所涉及的话题点与应用场景还是蛮多的，单纯的从功能性角度来说，就包括调峰场景、调频场景等等;从运行模式来说，又可分为发电侧储能、用户侧、电网侧等。作为小本经营的个体户公众号显然不可能做到各个面向与应用领域的问题都涉及到。所以，本着自己开心就好的原则，王老湿打算放飞自我，只选择自己接触较多的应用场景盘腿唠嗑。

因为工作原因，王老湿平常接触最多的应用场景非调峰应用场景莫属。从一般概念上来说，调峰场景配置的储能通常被称之为能量型储能装置，其储能小时数一般4小时以上，当然部分观点认为储能小时数在1小时以上即可算做调峰储能装置(相对应的，调频场景配置的储能通常被称为功率型储能装置，储能时间一般在30分钟以内)。

从运行模式与盈利方式上区分，调峰场景又可细分为以下三种子场景：1)储能装置安装在发电厂关口表内，与发电机组联合运行，我们暂称之为发电侧调峰储能;2)储能装置安装在用户关口表内(或安装在配网，当然我们认为在用户关口表内，可能盈利条件更好)，由用户自行运行，暂称为用户侧调峰储能;3)安装在电网侧的储能装置，暂称为电网侧调峰储能。

由于国内大部分省区而言，由于现阶段现货市场并没有完全推开、发电侧及用户侧价格并未通过批发市场实现两侧分时价格的联动。因此，对于不同的应用场景，其在实际运行中面临的运营环境是存在一定差异的，需要分别针对不同的应用场景分析其适用的政策及市场环境，并据此开展盈利能力分析。需要指出的是(敲黑板、划重点)，对于不同应用场景的这种运营环境差异并不是天然存在的，而是由于发电侧与用户侧市场的割裂造成的。后期随着电力市场化改革的推进，不同调峰子场景下的市场环境及盈利能力将趋同。

对于现阶段不同的子场景适用的政策及市场环境，我们分开来看。首先来看发电侧储能调峰，在没有开展现货市场的区域，储能与发电厂组成的联合体面临的市场环境通常是这样的：相对固定且不分时的上网电价，调峰收益主要来自于调峰辅助服务补偿。以其东北区域调峰市场的政策为例(调峰市场化机制的典型)，下图展示了发电侧调峰市场的报价上/下限，简单来说，当机组联合体的负荷率可以降到50%、甚至40%以下时，机组在该时段的少发电量可以获得一定补偿，根据负荷率的不同，最高补偿上限为1元/千瓦时。(政策细节请扒东北监管局网站)

在这种政策环境下，若发电机组配置储能装置参与调峰，最好的盈利情景便是当机组负荷率降到40%时，由储能机组替代发电机组实现进一步的下调出力功能，此时，储能机组可获得的收入最高即为1元/千瓦时(含增值税)，对应的变动成本则为由于储能机组的充/放电损耗带来的电厂变动成本增加(在总电量不变的情况下)，假定机组在平均负荷率情况下的变动成本为0.21元/千瓦时(按发电标煤耗350g/千瓦时，含税标煤价600元/吨考虑，为简化理解，暂不考虑由于机组运行工况变化导致的不同负荷率间发电煤耗差)，储能机组的充/放电损耗为10%，则扣除变动成本之外的增量收入(不含税)为0.86元/千瓦时。

看起来还不错，是不是?但千万不要忘了，这可是调峰市场，不是调峰定价哦(是市场，不是定价)?尽管看起来不错，但这一模式仍存在几个方面的风险与不确定性：1)调峰市场是基于需求启动的，只有当系统每天稳定的出现调峰缺口时，储能机组能有可能获得收入;2)当市场参与者逐渐增加时，调峰资源不再稀缺，市场出清价格不可能总能维持在高位。因此，我们通常的建议是，在做具体项目分析时，一定要需要充分考虑潜在的市场风险(投资需谨慎哦~)。

说完了发电侧储能，我们来看看用户侧储能。从我们当前梳理的政策来看，用户侧储能面向的政策环境几乎可以完胜发电侧，用一个词来概括，那就是——稳定!从收入角度，用户侧储能可能获得的收益最多可来自三个部分：1)销售侧的分时价格差，低谷蓄电、高峰发电;2)若联合运行的用户容量电费(或基本电费)按最大需量收取，在政策允许(这个词是重点哦，很玄妙，不要问为什么，考试会考的，请记住)的情况下，加装储能可降低用户的容量电费，这也是一部分收益来源;3)来自辅助服务的收入，这部分收入并不是在每个省都会有的，需要看具体省区的辅助服务政策。我们仍以东北区域政策为例，相关条款为“用户侧电储能设施可与风电、光伏企业协商开展双边交易……..市场初期，原则上双边交易价格的上限、下限分别为0.2、0、1元/千瓦”“风电、光伏企业购买到的电储能设施的电力为风电、光伏企业对应时段新增发电空间。在调电过程中，电力调度机构将在风电、光伏企业正常发电计划电力曲线基础上叠加双边合同约定的电力曲线”。这意味着电储能在低谷充电、获得价差收入的同时，还可通过与存在弃风、弃光问题(通常与低谷电价时段有重叠)的风电站、光伏电站开展双边合作，风电、光伏减少弃风、弃光量，储能获得补偿的方式实现两者的双赢，此情景下，储能低谷储电每度电还可额外获得0.1-0.2元的补偿。

政策梳理完后，我们可以对收入情况进行归拢，我们以三北地区某省为例，其省内执行分时电价政策，峰谷价差最大的一档为不满1千伏的一般工商业用户，该类用户低谷电量电价为0.2290元/千瓦时，高峰电量电价为0.9292元/千瓦时，容量电费为28.5元/千瓦/月。按最好的盈利情景考虑，储能的收入包括1)峰谷价差0.7002元/千瓦时;2)节省的容量电费为0.2375元/千瓦时(折合至储能发电量，按每日放电4小时考虑);3)获得的辅助服务补偿最高为0.2元/千瓦时。

对应的变动成本同样为由于储能机组的充/放电损耗带来的用户购电成本增加，相对应的增量购电成本为0.0229元/千瓦时(这还是按日充/放电一次考虑的)。在这一情景下，扣除变动成本之外的储能带来增量收入(不含税)即为0.9865元/千瓦时。

这样的收入不仅看起来比发电侧要好，而且更重要的是稳定!在现在的市场环境下，不需理会系统是否有调峰需求、有多少，你自岿然不动，天天自顾自的低谷充、高峰放，也不需要向谁报备，获得稳定的峰谷价差的收入。当然，要说收入中不怎么稳定的部分，容量电费、辅助服务补偿的收入自然不是那么确定，是否能拿到全得看缘分了(但是雷区可以通过前期摸底避开，投资前一定要先摸透省里的政策，有相应政策再下手，磨刀不误砍柴工)。

最后，让我们来看一看电网侧储能电站的收入来源。额……好像也没什么好说的，因为王老湿并没有找到目前强有力支撑其稳定收入的相关政策……..那就….施主随缘吧~

最后的最后，我想说的是，因为通篇所说的仅是储能电站的收入来源，成本及收益部分在本文中并未涉及(各家有各家的成本，千差万别)，具体盈利与否还请各位客官私下猛按计算器自算，本文仅仅是为大家提供一种考虑调峰储能收入的思路。当然，王老湿也私下计算过，在部分省区，若各项政策都用足，用户侧储能调峰项目还是有可观的盈利空间的。

但素~~~~问题来了，盈利是否就意味着储能调峰电站的存在即是合理呢?本篇暂时按下不表，留个引子，让下周我们再续前缘，从国民经济评价角度，探究一下利用储能设施进行调峰是否从社会成本角度是一种经济合理的选择?

 

原标题：储能调峰项目的收入来源探究