佛山宝塘储能电站
在能源革命的浪潮中，新型储能技术正迅速崛起，成为电力系统不可或缺的重要组成部分。新型储能的应用场景主要包括发电侧、电网侧和用户侧。本文将聚焦电网侧储能，结合南网储能的公开信息，深入分析其现状及未来发展趋势。
一、商业化初期的挑战
目前，电网侧新型储能仍处于商业化的初期阶段，面临诸多挑战：
商业模式尚不明晰
电价政策有待完善
市场机制仍在探索中
以南网储能为例，其旗下电站主要通过电网租赁单一方式获取收益（内部收益率约为5%）。值得注意的是，尽管梅州宝湖储能电站已于2023年10月1日开始参与广东现货市场交易，但这仅是一个试点项目，其收益模式依然是电网租赁，不包含其他收入来源。
二、未来收益模式展望
随着现货交易市场的成熟和政策的完善，预计未来电网侧储能将逐步形成一种综合收益模式，包括：
容量租赁
峰谷电价套利
辅助服务收入
1、租赁收入分析
以广东佛山宝塘独立电池储能电站为例，该电站于2024年1月投入商业运营，半年收入约为8,735.57万元。然而，仅凭租赁收入似乎难以实现理想的投资回报：
假设每天2充2放（生命周期充放6000次），储能电池寿命约为8.2年
8.2年总收入预计为14.32亿元
预算总投资为18.26亿元（实际投资可能低于此值）
按此计算，难以达到5%的内部收益率
2、现货市场峰谷电价套利收入潜力
根据广东交易中心公布的半年报数据：
新型储能充放电差价为0.148元/度
30万千瓦装机，每天等效发电3.5小时
理论上可产生5600万元收入
但需要考虑以下因素：
充放电效率仅为85%，将降低实际收益
电网租赁模式下，储能电站需按电网调度指令运行，可能参与调频等辅助服务，实际运行中难以始终实现低充高放，进一步影响收益，最终充放差价仅为0.0234元/度
3、辅助服务收入潜力
辅助服务固定补偿机制，未能正确反映辅助服务的机会成本，无法有效疏导成本到受益方，需进一步完善政策
三、结语
新型储能在电力市场化进程中仍面临诸多挑战。要实现稳定盈利，还需要更多的配套政策来疏导成本，优化收益结构。上市公司放慢投资建设节奏，仅做示范项目是现在的上上策。
