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《储能电站峰平谷套利测算Excel表》是用于计算储能电站在电力市场中进行峰谷电价差套利的可行性、盈利情况的工具。
储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方有所不同。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在 2017 年出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》， 两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的 收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。电网辅助服务主要集中在“三北”地区，华中、南方是重要的辅助服务地区。据国家能源局统计，2018年全国除西藏外参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家，装机容量共13.25亿千瓦，补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。从电力辅助服务补偿费用比重来看，补偿费用最高的为“三北”地区，即西北、东北和华北区域，服务补偿费用占上网电费总额比重分别为 0.61%、1.82%和 3.17%；华中区域占比最低，为0.23%。调峰、调频与备用是补偿费用的主要组成部分。2018 年调峰补偿费用总额 52.34 亿元，占总补偿费用的 35.5%。调频补偿费用总额 41.66 亿元，占比 28.2%；备用补偿费用总额 42.86 亿元，占比 29.0%。前三者占补偿费用的比重超过 90%，是电网辅助服务补偿费用的主要组成。调压补偿费用为 10.33 亿元，占比 7.00%;其他补偿费用 0.43 亿元，占比 0.29%用于电网辅助服务的储能项目中，火电辅助服务装机量最多，补偿费用占比最大。电力生产的构成决定了辅助服务的重要程度，火电作为主要发电单位，辅助服务的重要性不言而喻。2018 年火电辅助服务产生补偿费用 210.95 亿元，占比高达 80.55%；风电、水电在 2018 年分别产生补偿费用 23.72 亿元、20.94 亿元，费用占比依次为 9.06%、8%;核电及光伏等使用电网辅助服务产生的补偿费用占比仅为 2.4%。2、可再生能源发电并网侧：有效解决“弃光、弃风”问题储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题，改善电能质量。我国能源供应和能源需求呈逆向分布，风能主要集中在华北、西北、东北地区，太阳能主要集中在西部高原地区，而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区;供求关系导致新能源消纳上的矛盾，风光电企业因为生产的电力无法被纳入输电网，而被迫停机或限产。据国家能源局统计，我国弃光、弃风率长期维持在 4%以上，仅2018 年弃风弃光量合计超过 300 亿千瓦时。锂离子电池储能技术能有效帮助电网消纳可再生能源，减少甚至避免弃光弃风现象的发生。风光发电受风速、风向、日照等自然条件影响，输出功率具有波动性、间歇性的特点，将对局部电网电压的稳定性和电能质量产生较大的负面影响， 锂离子电池储能技术在风光电并网的应用主要在于平滑风电系统的有功波动，从而提高并网风电系统的电能质量和稳定性。在可再生能源并网领域，锂电储能收益主要依靠限电时段的弃电量存储。储能电站在用电低谷期储存剩余电量，在用电高峰期释放电能，释放电量与指导电价的乘积即为储能电站的收益。目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证电力系统的安全与稳定。储能用于峰谷电价套利,用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。
由于电力商品生产、流通及消费几乎是瞬间同时完成的，不能大量存储，电力供需必须保持实时平衡。为了确保供电安全，需要调度机构精准管控。所以，在电力市场交易中，根据买家提前下单的时间长短，可分为中长期市场和现货市场等。电力中长期交易指市场主体开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。而现货交易主要开展日前、日内、实时的电能量交易。在我国试点建设的电力现货市场中，电力日前市场以15分钟为一个交易时段，每天96个时段。峰谷价差套利，充电的时候以市场价充电，放电的时候作为发电机组向市场卖电。同时享受政策优惠，不承担一些费用，每度电可以省1毛5左右。以广东省为例，每度电价差2毛5左右，再由于减少费用，可以有3毛左右价差。一个100MW的储能项目，每天发电两小时，假设一年发电360天，一年发电约7200KWh，一年套利价差=100MW*2*360*0.25=1800万收入。电网侧独立储能电站容量电价机制，由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。当前山东省执行的容量补偿，对于一个100MW/200MWh的储能电站，补偿的金额大概在600-700万左右，其他几个省可能参照这个标准。一个100MW/200MWh的独立储能电站，投资接近4亿，需要实现年收益6000万左右，才能实现一定的投资回报。调峰+容量租赁，或者现货价差收益+容量租赁，是目前主要的两种收益模式。（1）在未开展电力现货市场的区域，以调峰+容量租赁为主。深度调峰市场，如无特殊支持政策，则市场可参考调峰价格约为0.2元/kWh左右，以每天一次充放电循环，全年运行330天算，调峰市场的收益为1320万元，这就意味着，需要在容量租赁市场获取4500万左右才能实现预定的收益水平。（2）在开展有现货市场的区域，以现货价差+容量租赁为主。山东还会叠加600万元左右的容量补偿费用。以山东为例，现货价差约0.5元/kWh，以每天一次充放电循环，充放电效率85%，全年运行330天算，全年现货市场收益不到2000万元，这样意味着，3500万以上的租赁收入是独立储能电站运行的关键。目前全国范围内，除河南外，并没有租赁官方指导价出台。各区域的租赁费用，实质上是根据项目可以获得的市场化收益（如调峰辅助服务），在满足项目投资收益需求的情况下，进行倒算的结果。河南的200元/kWh·年的政府指导价格下，一个2小时的储能系统，将意味着400元/kW·年的年租金水平，与以上分析的租金需求较为吻合。电网侧独立储能被电网直接调用，这些项目主要靠调峰调频获取辅助服务费，各地不一样，没有明确计费方法。如果有大型储能电站参与到一次调频和二次调频，一年收益能达到500万到1000万之间。