最高收益0.98元/千瓦时 用户侧储能盈利时代到来

用户侧储能的收益相对电网侧较好，且用户侧储能除了辅助服务这部分收入是存在变动外，其他两项收入相比电网侧储能均较为稳定。

用户侧储能开始参与辅助服务

近期，南方能监局印发《广西电力调峰辅助服务交易规则》(征求意见稿)，文件明确鼓励发电企业通过利用储能等新技术、开展灵活性改造等方式提升作为调峰能力参与交易，且具备一定规模的储能设备的主体可参与需求侧调峰享受收益均摊。

同时，东北电力辅助服务新规于7月1日正式启动试运行，这是国内首家开展的旋转备用辅助服务市场，根据《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》的通知所述，电储能可在电源侧或用户侧为电网提供调峰辅助服务。其中用户侧电储能设施可与风电、光伏企业协商开展双边交易，交易价格的上限、下限分别为0.2、0.1 元/千瓦时。

可以看到，随着用户侧储能容量的增加，储能设备参与电网辅助服务开启了新局面，在商业模式上，用户侧储能迎来了更多的可能。

新机制进一步提高用户侧储能的经济性

回顾储能的发展历史，从2000年初到现在，一路走来，储能走过了技术研发、示范应用和商业化初期的三个阶段。根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）统计数据，截至2017年，我国电力储能（含抽水蓄能）行业（2000~2017）累计装机规模为28.88GW，这也是储能由示范应用走向商业化初期的开始。

但在储能发展过程中，特别是在电力市场中，储能参与市场的价格和机制还不够健全，无法真正实现其作为商品的属性，这一系列问题也在一定程度上制约了储能的商业化进程。

随着新电改的到来，储能凭借响应快、配置灵活、控制精准的特点，有了参与电力市场的机会，特别是在参与电力需求侧响应方面，储能辅助电网实现快速调频、削峰填谷、提高电网稳定性，同时，储能技术作为稳定输出和提供备用的重要支撑技术，也成为售电公司降低电力供应风险的主要手段。

现阶段，用户侧储能主要依靠峰谷价差获取收益，但据相关研究表明用户侧峰谷电价差需每度电超过7毛，才有可能获利，用户侧参与辅助服务，经济性得到进一步提高。业内有关人士举例讲述过用户侧储能的收入计算。

计算案例

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。

由此可见，用户侧储能的收益相对电网侧较好，且用户侧储能除了辅助服务这部分收入是存在变动外，其他两项收入相比电网侧储能均较为稳定。

此外，根据《电力市场环境下独立储能电站的运行策略研究》一文得出的结论表明，储能独立参与电力市场具备可行性。同时研究基于对日前市场价格的预测，以储能在日前市场中的总收益最大为目标，考虑预留备用容量的储能参与日前市场的运行，同时参与多个市场，能够为独立运营的储能带来更高的市场收益。