峰谷电价差

，根据调节精度、调节效果付费的价格机制正在探索推动中，未来现货市场的建立也将为储能参与调峰调频辅助服务释放更多商业价值。在国内，现阶段用户侧市场的经济性取决于区域的峰谷电价差，2018年部分地区
峰谷电价差缩小延长了项目的投资回收期，但从中长期看，储能在用户侧的盈利更应该与其参与需求响应、辅助服务、可再生能源电量交易相关。另一个值得关注的潜力市场是可再生能源场站配置储能，西北能监局发布的新版两个细则

)储能变流器，实现了光充储一体化。在电价谷值时，将储能电池充满电;在电网峰值时段放电，为场内生产车间设备提供绿色电力。通过这套系统不仅每天可获取峰谷电价差收益，还可以在电网突然断电时用作备用电源，保证场内

(MGaaS)的设计理念，探索了典型的两部制电价下工业园区微电网的多种盈利模式，通过功率型及能量型需求侧响应、储能系统功率及能量支撑，优化园区广义负荷曲线，实现光储充一体化管理，赚取峰谷电价差、节省

盈利模式，通过功率型及能量型需求侧响应、储能系统功率及能量支撑，优化园区广义负荷曲线，实现光储充一体化管理，赚取峰谷电价差、节省基础容量费，年均可降低基础容量10%，额外提升12%的光伏自发自用

用户侧储能电站60座，总功率97兆瓦，总容量691兆瓦时，其中共有48座电站应用于削峰填谷，占总装机容量的95.6%。 参与削峰填谷，通过峰谷电价差套利是储能行业的主要盈利方式。公开数据显示，江苏省
目前峰谷电价差较高，大工业用户为每千瓦时0.76元左右，普通工业用户为每千瓦时0.91元左右。随着《办法》的实施，意味着未来三年，苏州工业园区内的用户侧储能项目将在原有基础上增加30%左右的收益

规模应用的条件，尤其是针对工商业峰谷电价差较高的江苏、广东、北京等地。 蓄热/蓄冷： 截至2017年底，全球已投运蓄热/蓄冷储能装机规模2785.3兆瓦，尤其是2015年之后全球蓄热/蓄冷储能增速显著

。 中关村储能产业技术联盟理事长俞振华对《能源》记者说：2018年初，很多储能企业认为国家电价可能还会下降，担心会不会影响波峰波谷的电价差，使严重依赖电价差的用户侧储能商业模式面临政策和市场风险。此次文件
集中在一些细分领域，比如用电侧储能，大都集中在峰谷价差较高的北京、上海、江苏、广东等地区。但是由于用电侧峰谷价差带来的收益回报不是特别理想，所以目前主要是部分技术厂商采取投资加运营的模式，对投资要求不高

。 4、储能电站参与调峰投资收益计算 储能最终是否能在调峰辅助服务市场获得推广应用，最直接的制约因素还是在于其经济性。储能电站的投资收益来自两块，一是峰谷电价差的收益，二是调峰补偿的收益
0.05 万元/兆瓦时。 广州电网峰谷平时段划分如下： 假设储能系统在谷段或平段充电，峰段将电全部放光，高峰放电时获得售电收益，谷段和平段的充电视为参与辅助服务市场调峰，获得调峰收益

互利共生、协同发展。这两条措施的背后，都透露出电网将在储能领域持续布局。 盈利模式 新老并行 现阶段，储能的盈利模式包括峰谷电价差套利、辅助调频服务收费等，2019年，除了这两种盈利模式外，包括

态势，电化学储能产业成熟的国家如英、美、德、日、澳等，主要是通过设备装机补贴(包括容量补贴和系统补贴)、拉大峰谷电价差、电网企业灵活租赁等激励措施促进其技术发展和推广应用。截至2017年底，全球