02 储能如何盈利
从理论上看，储能的商业模式应该比较简单，最基本的盈利模式应该是通过电力价格的低买高卖来实现，即在低电价时段充电，在高电价时段卖出，赚取电价差。
国家发改委2021年7月发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20％。
拉大峰谷电价差，显然会提升储能盈利能力。这方面，浙江是做得比较好的省份。
去年12月和今年6月，浙江省先后出台了《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》和《浙江省“十四五”新型储能发展规划》两份支持新型储能产业发展的重要文件。
更关键的是，浙江还及时建立了一套新型储能政策和市场体系，将分时峰谷电价政策电差扩大至4：1。峰值和谷值的电价差异（每千瓦时）超过1．2元。
同时，浙江省也是电力现货市场的试点省，前期在试运营时已将储能发电纳入了模拟计算。
所以，这两年，浙江新型储能市场发展很快，包括南都电源、万向集团、容百科技、杉杉股份、超威集团、天能股份等在内的多家企业都在浙江立足，涵盖电池正负极材料、锂电池制造、电池回收、储能项目开发等储能产业链多个环节。
尽管中国电力市场化在推进，但总体看，电价依然受控制。电价大幅上涨和波动的空间还是有限。
而且，中国有大部分居民生活用电，是受保护的，平均电价也比较低。根据国家电网数据，多年来中国平均电价仅高于35个OECD国家中的2个。
这意味着，中国的电力市场，其实实行的是双轨制，分为政府定价和市场定价，全国只有一半电量是通过市场交易。
2021年，中国市场定价的电力交易电量3．8万亿千瓦时，占全社会用电量45．46％；2022年1月－7月，此比例提升到60％。
电价受控和市场不完善是阻碍储能发展的绊脚石。
由于规模和商业模式的单一，也导致储能项目成本与收益倒挂。从全国范围来看，目前中国新型储能中占比最大的磷酸铁锂储能的平均成本为每度电0．6元－0．8元左右，参考2022年1月－7月全国28省区市平均每度电0．7元左右的峰谷电价差，刚能勉强达到盈亏平衡线。
但考虑到一些配储项目仍按常规新能源电站方式调度，很多储能处于闲置的境地。这也会严重影响储能的盈利能力。
国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时。
03 参与电力辅助服务
只是通过电价波动来实现盈利，模式还是非常单一。未来储能还应该更多参与电力辅助服务，才有更大的盈利空间。
目前的储能大多与发电机组联合，用于改善电源的性能，尤其是促进新能源消纳。但储能如何参与电网调度、如何参与辅助服务市场的规则不明确，盈利渠道有限，这导致储能利用率较低，甚至出现储能设备“晒太阳”的情况。
中国储能网2022年6月报道，多数新能源建设单位将储能视作“包袱”，在设备采购阶段，采取“最低价”中标方式压缩采购成本，忽略产品安全和性能，在建设阶段，不考虑储能参与电力市场的接口设计，投产后也大多将储能空置“晒太阳”。
《财经十一人》认为，国家有必要明确新能源配储参与市场的规则，打开辅助服务市场的大门。
电力辅助服务是参与主体为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，在除了正常电能生产、传输、使用之外，响应电力调度指令所提供的服务。
根据国家能源局统计，目前中国电力辅助服务费用约占全社会总电费的1．5％，约750亿元左右。国海证券估算，到2025年辅助市场规模可占全社会总电费的3％，约1710亿元。
2021年12月21日，国家能源局修订发布了《电力辅助服务管理办法》，扩大了辅助服务提供的主体。此前的主体只是并网发电厂，但修订后，新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂，也都被认定为辅助服务提供的主体。
这意味着新型储能将在原有运营模式基础上，进一步探索聚合商、共享储能、虚拟电厂等模式，丰富市场参与方式和运营模式。
（参考文献详见阅读原文）
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原文标题 : 万亿长时储能市场，政策加持下为何还很难赚钱
