新型储能在提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障作用方面能发挥较大作用，在建设以新能源为主的新型电力系统以及实现“双碳”目标的大背景下，新型储能的作用更加凸显。
根据储能在电力系统中的位置不同，新型储能一般分为4类：独立储能、电源侧储能、用户侧储能和电网侧储能。
目前而言，国家层面针对新型储能产业发展出台了一系列支持政策。但是，在电价机制方面稍显缺失，仅在相关产业支持政策中提出了原则意见或探索方向，比如：《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）提出：“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间”。
由于配套政策在研究探索中，导致新型储能盈利模式并不明朗，有点“雾里看花”的感觉。
抛开少数省份自行出台的独立调峰价格政策外，我们认为现阶段新型储能根据其属性不同，主要有两种盈利模式：峰谷价差套利模式、电量电价收入模式。
1.峰谷价差套利模式，主要适用于独立储能电站、用户侧配套储能电站。储能电站在低谷时向电网买电、储存电能，在高峰时释放电能、向用户卖电，利用峰谷价差实现套利，获取购销价差收入。
2021年国家发改委出台了《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），其中一大亮点就是要求合理拉大峰谷电价价差，可以理解为加快储能发展释放的强烈的价格信号。
峰谷价差的拉大，在电力现货市场，有利于储能企业通过价差套利——低买高卖。
对于独立储能电站，以通过形成合理的峰谷电价价差为核心，积极参与电力市场，在市场上发挥高峰供电作用，服务于特定用户电力需求并获取高峰时段价差收入；
对于用户侧配套储能电站，作为特殊“用户”的一部分，主要服务于与其配套的用户，通过优化负荷曲线、需量管理、支撑综合能源服务以及需求侧响应等作用，降低用户用能成本，提升用户供电可靠性。
从湖北来看，2021年新出台的峰谷分时电价政策，进一步拉大了尖峰、低谷价差，有利于加快推动新型储能发展。
储能企业在低谷时段(晚上11点至第二天凌晨7点，8个小时)充电，正是晚上休息时间，这个时候，企业用电的价格仅仅是平段基础电价的0.48倍。
而高峰时段（上午9点到下午3点，6个小时）放电——向用户供电，正是上班生产时间，这个时候，储能卖出电价是平段基础电价的1.49倍，高峰、低谷价差达到了1.01倍，也就意味着度电价差资金超过了工商业的平段基础电价水平（约0.6元-1元）。
科学合理调度生产运行方式，利用较高的购销价差来获取较高的收益。
在美国加州，独立储能电站参与电力市场IRR（内部收益率）可达19.1%，其中“峰谷价差套利”就是其收入来源的一部分！
如下图表：美国独立储能参与电力市场IRR可达19.1%
资料来源：Lazard，中金公司研究部
据悉，2022年2月底和3月初，山东省留格国投储能、滕源华电储能、关家三峡储能和全福华能储能4家电站先后在电力交易中心完成注册公示，成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。
目前山东电能量市场日最高电价价差已经超过1元/千瓦时，套利空间较大。如果储能电站能够合理制定竞价策略，其有望得到较好收益。
2.电量电价收入模式，主要适应于电源侧储能电站。新能源企业为获取新能源项目指标，主动按照政府强制要求配置一定的储能设施。收益来源是减少弃风弃光电量和“两个细则”考核费用，储能电站多数仅作为新能源项目的成本项。
对于电源侧储能，主要服务于所配套电源，优化电源上网供电曲线，支撑风电、光伏等非化石能源电源符合电源可控性要求，降低市场收入风险，增加发电收入。
目前，湖北已经有三个共享储能项目，黄梅储阳、大唐浠水巴河、大唐龙感湖。
上述共享储能参与主体实际上就是，一个30MW/60MWh的储能电站和两个光伏电站。在两个光伏电站的发电高峰时段，有部分弃光量，利用储能电站存储，光伏发电低谷时，储能电站向系统释放电能。
这部分存储-释放电量的收益，由储能电站和光伏电站分享。一方面，对于风光等新能源企业，最大限度减少弃风弃光，发挥较好的经济效益；另一方面，配套储能可优化电厂出力，参与市场高峰时段交易，提高收益水平。
在美国德州，光储项目参与电力市场IRR（内部收益率）可达24.2%，其中“峰谷价差套利”是其收入来源的主要部分！
如下图表：美国光储项目参与电力市场IRR（内部收益率）可达24.2%
资料来源：Lazard，中金公司研究部
电网侧储能又包括电网替代性储能设施和电网侧储能电站。
其中：电网替代性储能设施，一般不能独立运行，只是电网建设投入的一种技术手段，可以减少变电容量及输配电线路的建设，降低电网投资。
电网侧储能电站，一般可以独立运行，具备调峰、调频、事故备用等功能，由电网调度控制，用以保障电力系统安全稳定运行或提升电网经济性。
电网侧储能投资受到国家严格监管，2019年出台的《输配电定价成本监审办法》及2020年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能投资不能计入输配电定价成本。
因此，电网侧储能只有履行了严格的审核程序、经政府主管部门批准后方可投资建设，方能纳入输配电有效资产，通过输配电价回收。
结论：
总体来看，新型储能和抽水蓄能二者作用高度相似，都是提升发电容量充裕度、保障新型电力系统安全稳定运行的重要支撑。
但相较抽水蓄能价格机制，新型储能尚存在诸多问题。国家针对抽水蓄能已经出台了容量电价机制，但对于新型储能，却无法同等享受容量电价政策，似乎不太合理，影响储能项目发展速度和质量。
尤其值得注意的是，无论是价差套利模式还是发电电价收入模式，都是市场行为，面临着多变环境下的运行策略、电价机制、交易机制等问题，存在风险和不确定性。最根本的是要解决市场化成本的疏导矛盾。
结合十四五储能规划，建议国家层面尽快深入研究，参照抽水蓄能，建立符合新型储能特点的容量电价机制，助力新型储能具有稳定合理的收益来源。
