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一、儲能有哪幾種盈利方式？

儲能的應用場景可以分為并網側、電網側和用戶側三類。并網側的盈利方式主要是電網調峰、新能源配儲等；電網側儲能主要用于緩解電網阻塞、延緩輸配電擴容升級，為電網調頻盈利; 用戶側儲能主要用于峰谷價差套利等。

二、現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有限公司的聯合體預中標，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，迎來經濟性拐點，目前諸多儲能項目EPC中標結果就低于這個價格。

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：全球最大的離網儲能項目經濟性優(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《關于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關問題的通知》，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《關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知（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一次調頻或二次調頻經濟性的重要指標。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頻具備盈利空間。

10月12日，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網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？