一、储能有哪几种盈利方式？

储能的应用场景可以分为并网侧、电网侧和用户侧三类。并网侧的盈利方式主要是电网调峰、新能源配储等；电网侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电扩容升级，为电网调频盈利; 用户侧储能主要用于峰谷价差套利等。

二、现在的储能成本是多少？盈利能力如何？

储能成本有系统成本、度电成本、里程成本。

系统成本。储能系统成本10年间由最初的7-8/Wh，降到后来的2元/Wh，现在近1.5元/Wh。

10月份，中广核江西进贤前坊4MW/8MWh储能项目中标候选人出炉，天津瑞能电气有限公司和天津明智润阳技术有限公司的联合体预中标，中标单价1.2元/Wh。4月份，河南平煤锂电500kW/2400kwh用户侧储能项目公示中标公示，平高集团以1.12元/Wh的价格中标。

2021年，东吴证券发布一份储能行业深度报告测算后认为，储能系统成本为1.5元/Wh左右，迎来经济性拐点，目前诸多储能项目EPC中标结果就低于这个价格。

度电成本。度电成本是对项目生命周期内的成本和放电量进行平准化后计算得到的储能成本。10月21日，华为中标1300MWh沙特红海新城全球最大储能项目，华为在对中标项目进行解读时表示：全球最大的离网储能项目经济性优势突出，光储整体系统生命周期度电成本低于10美分（0.6384元），低于传统发电方式，此模式可快速复制。随着电化学储能技术发展，储能系统正快速下降，曹仁贤表示，到2025年，储能度电成本将低于0.15元。

7月29日，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求拉大峰谷价差至少3:1，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1。目前有50%的地区可以达到3:1，价差值在0.5-0.7元/kWh。若提高到4:1，则价差值在0.75-1.05元/kWh。

8月31日，广东发改委发布《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》，尖峰低谷最大峰谷电价差能达到1.1735元/度电。9月26日，河南省发改委发布《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知（征求意见稿）》，尖峰低谷最大电价差达0.85元以上……

目前北京、山东、江苏、浙江、广西、广州、河南等多个省份具备套利空间。

里程成本。是对项目的成本和调频里程进行平准化后计算得到的储能成本, 是评价储能电站参与电网一次调频或二次调频经济性的重要指标。目前，储能里程成本约为3.93元/MW,参与福建、广东、蒙西、山西、京津唐、甘肃和四川等多个省份调频具备盈利空间。

10月12日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，取消工商业目录销售电价，还要求各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，工商业电价的提高和峰谷点价差的拉大，将为储能带来巨大发展空间。

原标题：储能成本多少？有哪些盈利方式？盈利能力如何？