電網側儲能發展及共享儲能運營模式淺析

金辰 王雪穎 高九千方 郭永陸

摘?要：在碳中和背景下，儲能成為一個長期高確定、高增長的產業。本文分析了當前儲能的主流應用場景。同時從市場參與對象、投資及商業運營模式等方面對電網側共享儲能運營進行了探索研究。

關鍵詞：電網側;儲能;商業模式

1?概述

2020年9月，我國提出2030年二氧化碳排放達到峰值，爭取2060年前實現碳中和。在碳達峰、碳中和背景下，儲能成為一個長期高確定、高增長的產業。隨著“雙碳”戰略的提出，可再生能源將得到大力發展。高比例可再生能源需要大量的儲能，儲能將迎來良好的發展機遇。儲能技術種類較多，物理、化學儲能技術都有各自優缺點。目前廣泛應用的有抽水蓄能技術、壓縮空氣儲能、超級電容器儲能、電化學類等。電網側儲能應用以電化學儲能為主流。[1]

2?電網側儲能現狀

在電源側安裝儲能系統，可以與各類發電設備的出力進行互補，提升電源設備外特性的穩定可控水平，從而保障電力系統的安全穩定。在當前情況下，個別地區的電化學儲能采用火電聯合調頻模式得到了比較好的收益，但尚未形成完備的商業模式和良好的利益共享機制。

市場空間方面，目前收益較高的聯合火電調頻受國家政策限制，發展空間有限。今后電源側儲能將更趨向于新能源消納等應用方向，即“儲能+新能源”模式。

技術特性方面，風電、光伏等有各自特色的出力特性，技術上“光伏+儲能”的應用壁壘更低。光伏發電的出力以天數計算周期，相對穩定，儲能設備的充放循環按日進行即可，而風電具有較明顯的季節特性，如何高效、經濟的配置儲能系統成為一大挑戰。

盈利模式方面，“儲能+新能源”模式最主要的問題在于收益模式的模糊和利益分配機制不明確，儲能成本的下降速度和應用場景的收益曲線也還沒有達到良好契合。

3?電網側儲能應用場景

3.1?提升電網建設應用效能

一是提升現有輸配電網經濟性水平。當儲能投資全壽命周期成本小于電網改造升級成本時，可通過新建儲能設施應對負荷需求，降低電網輸配能力升級成本，從而提高供電經濟性水平。二是為直流配電網提供電能質量保障。當前，電動汽車保有量快速增加，各類直流型清潔電源不斷涌現，電力需求側地直流特性越來顯著。電化學儲能具有良好的功率調節能力，將為配電網提供電能質量調節、快速功率調節、事故備用等多種功能。三是解決或緩解部分偏遠地區的電力供應難題。目前，我國部分偏遠山區、海島等區域尚存在電力供應不足情況，通過在小區域內的微電網中安裝配套的儲能設施，可以比較經濟、高效地為當地人民群眾提供電力。

3.2?安全應對系統故障或異常運行

一是提高電力系統的應急處置能力。電化學儲能擁有良好的有功及無功快速響應能力，在電網發生故障時，可以毫秒級速度響應應急處理，大大提高了電網安全可靠運行能力。二是在發生事故時備用和黑啟動。電網發生事故時，儲能設施能夠自動快速啟動，保障電力用戶的用電需求，同時縮短障檢修過程中的停電時間，提升供電可靠性。[2]

3.3?降低電網損耗及削峰填谷

一是降低電網的電能輸配損耗。當線路總輸送電量，通過調節輸配電網的輸送功率曲線，在保障線路輸送電量的同時，減小電網功率波動，降低線路及變壓器等相關設施設備的損耗，提高電網運行經濟性水平。二是緩解調度在用電高峰期的調峰壓力。儲能電站通過共享儲能等創新模式，實現大規模集中統一調度，可有效緩解國內部分地區峰度夏供電緊張、區域內調峰能力偏低等問題。

3.4?提高清潔能源的消納能力

一是緩解清潔能源電力輸出受限狀況。風光、潮汐等清潔能源與儲能聯合部署運行，可顯著平緩電源的出力波動，提高線路利用率及外送能力，降低項目建設的總體資金投入。二是提升清潔能源電源聚集區的調峰能力。風光、潮汐等新能源受自身特性限制，出力會呈現較大的周期性起伏，利用儲能設施能夠及時存儲高峰期電能并在低谷期釋放，及時消納大規模清潔能源，緩解電網的調峰壓力。

3.5?參與調峰調頻等電力輔助服務

電化學儲能夠以毫秒級的速度，快速響應電網需求，并可實時、精確控制充放電過程，同時以非常經濟的成本實現容量調節，可與煤電、抽水蓄能等方式配合，有效提高大電網的調峰調頻能力。

4?電網側共享儲能運營模式

4.1?市場參與對象

共享儲能提供商負責建設、組織和提供共享儲能設施設備（即“云端電池”），既可以通過多種方式融資新建集中式儲能設施，也可以利用先進技術和管理手段，吸納廣大分布式儲能設施，進一步發揮現有設施的使用效率。應重點從整體規劃、項目運營、經濟性評估、價格機制等各方面開展全面研究。

平臺運營服務商為共享儲能提供必要的安全運行、（配合電網）經濟調度等功能，同時引導共享儲能提供商參與削峰填谷等輔助服務，電網企業是最有能力成為平臺運營服務商角色的市場參與主體。儲電設備進行放電要通過電網才可以傳輸到用戶那里，所以要對用戶的電力使用特點和對配電網造成的影響進行研究，并分析共享儲能提供商、儲能用戶等的運營費用成本、費率和不同付款方式對運營商的影響。

儲能用戶既是共享儲能設施和服務的使用者，也可以將自建儲能設施加入共享儲能提供商的共享儲能管理體系，通過參與共享儲能增加收益、減少費用。通過加入共享儲能體系，用戶將會更有動力自行分析儲電容量、價格等因素，改變自身的用能管理模式及消費習慣，為后續的投資決策做借鑒。

4.2?投資模式

隨著電力改革深入，越來越多的市場主體參與到儲能行業，相互之間的關系也愈加緊密。各市場主體需要通力合作，充分調動各自的技術、資本優勢以及市場經驗，從滿足自身需求出發，在法律既定的框架內探索儲能系統的創新管理體系與商業模式，形成具有中國市場特點的商業化運營模式。

4.2.1?投資人獨立投資

投資人獨立投資模式的投資主體大多為大型工商業用戶，他們作為共享儲能提供商，全資購置和建設儲能設施，擁有儲能系統完全產權。儲能設備可自行運營維護，或由運營服務商提供售后運維服務。在這種模式下，用戶可以利用國內電力市場峰谷電價、可中斷電價等各種價格機制，采用低儲高發的方式減少自身電費支出。通過電力交易市場、虛擬電廠等共享儲能商業模式，利用儲能系統存儲、釋放電能參與市場交易，一方面獲得了相應的收益，另一方面也有利于電網平穩運行。[3]

目前，電化學儲能的度電成本仍相對較高，而峰谷差電價的區間相對有限，需要投資者深入分析電化學儲能的投資風險。因此，獨立投資適用于資金實力雄厚，對節能減排有硬性要求，或自身具備一定儲能相關技術能力的大中型企業以及部分儲能投資高收益率場景。

4.2.2?多方聯合投融資

儲能安裝在發電側，能平滑風電、光伏等清潔能源發電的輸出，或者參與火電聯調頻。在電網側，儲能系統對電網的安全穩定運行也將起到重要作用。將在輸配電規劃建設時，同步考慮儲能電站建設并納入電網統一調度，參與電力輔助服務，可以充分使用儲能電站支援，最大限度地發揮電化學儲能的社會經濟價值。電網企業應積極參與共享儲能投資建設，或作為運營服務商，充分吸引社會資本參與電網建設，提高儲能市場規模，實現多方共贏。

電網企業應成為儲能的重要建設者和推動力，聯合投資是一種比較適合電網企業與社會資本合作的共享儲能投資模式。在該模式下，電網企業可以充分發揮自身的資金優勢、技術優勢和人才優勢，參與系統調度、設備運維和廢舊設備再利用等業務運營，引導儲能系統響應電網調峰調頻需求，實現削峰填谷。

4.2.3?融資租賃和租賃模式

隨著電力改革的深入，越來越多的社會資本將以售電公司的市場主體形式出現。成為社會資本參與電力市場的代表。作為電網企業與電力用戶的中間商，售電公司可以進一步充當儲能提供商或運營服務商角色，整合社會各類儲能資源并通過租賃、融資租賃等模式將設備租賃給用戶（包括電網企業）。儲能設備的運營過程由用戶主導，售電公司引導參與共享儲能。在能源交易的過程中，售電公司通過大數據平臺等，精確分析各類用戶的負荷特性，提高負荷預測精度，合理設計儲能系統充放電策略，為用戶提供低價電能，并引導用戶參與共享儲能的市場交易或輔助服務。對于用戶而言，采用融資租賃或租賃（分期付款）方式的前期投入資本少，進入壁壘低，風險也小，有利于促進社會各方積極參與儲能項目投資，推動儲能規模化發展。

4.2.4?社會融資模式

在社會融資模式中，投資方通過國內外金融市場，面向社會以債券、ABS、PPP等形式，公開發布募集項目資金開展儲能項目工程建設。該模式借鑒了共享經濟概念，業主可以利用儲能設備降低自身的用能成本，也可以將儲能設備有償共享給第三方如電網公司，允許電網統一調度儲能設備，為系統提供削峰填谷、調峰調頻等服務并收取相應的費用。只是目前儲能成本還比較高、這類項目的投資回收期預期較長，在前期需要國家出臺相關政策給予一定的扶持。

4.3?商業運營模式

4.3.1?輔助服務市場模式

目前，國內輔助服務市場機制正在逐步健全，大規模的集中式儲能系統，以獨立身份參與到電力輔助服務市場中，提供調峰調頻等輔助服務。在當前的過渡期，多地區將調峰、備用等主要輔助服務項目實行政府定價。隨著后續政策的進一步完善，電力輔助市場相關競爭機制逐漸成熟，輔助服務市場將成為共享儲能在電網側最具發展潛力的商業模式之一。共享儲能提供商（或綜合能源服務公司）牽頭組織儲能項目的投資、建設，與運營服務商合作開展系統日常運維，在電網的統一調度下，輔助服務市場的各類市場主體（發電企業、電網企業、電力用戶等）根據各自需求享受各類儲能服務，并支付相關服務費用。

儲能是經濟性好、實時性強的優質調頻資源，可以為各類發電機組（老舊火電機組、可再生能源發電機組、核電機組）提供調頻服務。引入輔助服務市場競價機制，儲能直接參與輔助服務市場競爭，由通過提供調峰調頻、黑啟動、應急功率響應等多種輔助服務獲得收益，收益水平由市場決定。[2]

4.3.2?虛擬電廠模式

“虛擬電廠”模式將各類用戶的儲能系統集合起來，通過先進技術優化系統運行，參與電網輔助服務獲取應用收益。更適合具有專業技術實力的電網企業牽頭實施。經過電網統一調度和管理的分布式儲能系統不僅可以參與電力市場通過調頻、備用容量等獲取收益，而且還能助力輸配電系統，發揮延緩輸配電擴容升級、電壓支持、需求響應等方面的多重價值。[3]

目前，國內市場上國家電網和南網公司已開始搭建項目接入平臺，布局虛擬電廠業務。在虛擬電廠模式中，能夠將儲能系統聚合起來進行分析、優化控制的系統平臺（即“云平臺”）至關重要。系統需要從建筑負荷中獲得技術數據，從市場中獲得價格信息，同時接收天氣信息，海量信息都需要軟件進行實時管理。當要求實行需求響應時，平臺能找到優化點，幫助用戶降低成本、增加收益。

4.3.3?合同能源管理模式

合同能源管理這種模式已經出現了數十年，是一種比較成熟的商業運營模式，一般適用于具有穩定現金流收益的節能項目。儲能項目在移峰填谷過程中也能夠同時優化無功調節，降低輸配電損耗，因此可以將這些節能服務進行量化評估，探索應用合同能源管理模式，由電網企業或大型用電企業與儲能項目業主分享節能降耗收益。

規模較大的企業、園區等集中式儲能提供商可以選擇合同能源管理模式，依據權威的第三方節能評估機構評估儲能產生的節能效益價值，由電網企業、園區運營者等節能受益方讓渡部分節能收益給儲能運營商。

4.3.4?現貨交易市場模式

電網側儲能也可通過現貨市場交易模式獲得電量收益。共享儲能提供商組織資金完成儲能項目投資和建設，運營服務商（或售電公司）負責日常運營維護等工作，并參與電力現貨市場交易，利用儲能設施套取電價波動差值。運營服務商在電力現貨市場進行購、售電交易套取價差收益。若共享儲能提供商與運營服務商不是同一主體，則按協商好的規則分享收益。

4.3.5?綜合疊加模式

當前，我國的電力輔助服務市場、現貨交易市場和需求側響應機制已經越來越成熟，同時“虛擬電廠”等先進模式也在多地開展了探索實踐。一方面，電網側儲能與電源側或用戶側儲能深度融合的政策、技術壁壘逐漸消失;另一方面，電網側儲能可通過商業模式創新，開創更多投資收益機制。多種不同的投資、運營模式組合或策略優化還可以進一步疊加。例如，大規模集中式儲能設施可以疊加輔助服務市場調峰調頻與電力現貨市場價格套利模式，合同能源管理模式疊加融資租賃模式，需求側分布式儲能通過區塊鏈等技術手段，整合組建“虛擬電廠”參與現貨交易市場疊加需求側響應模式等等。

在各類綜合疊加模式中，利益相關方包括了共享儲能提供商、運營服務商、發電企業、電網企業、售電公司、電力用戶等，相互關系復雜，需要深入分析各利益相關方的業務或收益分成關系，并根據市場發展情況，創新收益模式。合適的個性化共享儲能商業運營模式，能充分挖掘電源側、電網側和用戶側的儲能價值，提高各類儲能設施設備的利用率和利用水平，推動全社會的儲能資源得到最大化利用。

參考文獻：

[1]呂剛.能源互聯網背景下的儲能應用模式研究[D].華北電力大學（北京），2019.

[2]胡靜，李瓊慧，黃碧斌，馮凱輝.適應中國應用場景需求和政策環境的電網側儲能商業模式研究[J].全球能源互聯網，2019，2（04）：367375.

[3]寇凌峰，張穎，季宇，吳鳴，熊雄，胡轉娣，孟錦鵬，向月.分布式儲能的典型應用場景及運營模式分析[J].電力系統保護與控制，2020，48（04）：177187.

作者簡介：金辰（1988—?），南京工程學院電力系統及其自動化本科，獲工學學士學位，現就職于國網江蘇省電力有限公司南京市江北新區供電分公司。