电网侧储能发展及共享储能运营模式浅析

金辰 王雪颖 高九千方 郭永陆

摘 要：在碳中和背景下，储能成为一个长期高确定、高增长的产业。本文分析了当前储能的主流应用场景。同时从市场参与对象、投资及商业运营模式等方面对电网侧共享储能运营进行了探索研究。

关键词：电网侧;储能;商业模式

1 概述

2020年9月，我国提出2030年二氧化碳排放达到峰值，争取2060年前实现碳中和。在碳达峰、碳中和背景下，储能成为一个长期高确定、高增长的产业。随着“双碳”战略的提出，可再生能源将得到大力发展。高比例可再生能源需要大量的储能，储能将迎来良好的发展机遇。储能技术种类较多，物理、化学储能技术都有各自优缺点。目前广泛应用的有抽水蓄能技术、压缩空气储能、超级电容器储能、电化学类等。电网侧储能应用以电化学储能为主流。[1]

2 电网侧储能现状

在电源侧安装储能系统，可以与各类发电设备的出力进行互补，提升电源设备外特性的稳定可控水平，从而保障电力系统的安全稳定。在当前情况下，个别地区的电化学储能采用火电联合调频模式得到了比较好的收益，但尚未形成完备的商业模式和良好的利益共享机制。

市場空间方面，目前收益较高的联合火电调频受国家政策限制，发展空间有限。今后电源侧储能将更趋向于新能源消纳等应用方向，即“储能+新能源”模式。

技术特性方面，风电、光伏等有各自特色的出力特性，技术上“光伏+储能”的应用壁垒更低。光伏发电的出力以天数计算周期，相对稳定，储能设备的充放循环按日进行即可，而风电具有较明显的季节特性，如何高效、经济的配置储能系统成为一大挑战。

盈利模式方面，“储能+新能源”模式最主要的问题在于收益模式的模糊和利益分配机制不明确，储能成本的下降速度和应用场景的收益曲线也还没有达到良好契合。

3 电网侧储能应用场景

3.1 提升电网建设应用效能

一是提升现有输配电网经济性水平。当储能投资全寿命周期成本小于电网改造升级成本时，可通过新建储能设施应对负荷需求，降低电网输配能力升级成本，从而提高供电经济性水平。二是为直流配电网提供电能质量保障。当前，电动汽车保有量快速增加，各类直流型清洁电源不断涌现，电力需求侧地直流特性越来显著。电化学储能具有良好的功率调节能力，将为配电网提供电能质量调节、快速功率调节、事故备用等多种功能。三是解决或缓解部分偏远地区的电力供应难题。目前，我国部分偏远山区、海岛等区域尚存在电力供应不足情况，通过在小区域内的微电网中安装配套的储能设施，可以比较经济、高效地为当地人民群众提供电力。

3.2 安全应对系统故障或异常运行

一是提高电力系统的应急处置能力。电化学储能拥有良好的有功及无功快速响应能力，在电网发生故障时，可以毫秒级速度响应应急处理，大大提高了电网安全可靠运行能力。二是在发生事故时备用和黑启动。电网发生事故时，储能设施能够自动快速启动，保障电力用户的用电需求，同时缩短障检修过程中的停电时间，提升供电可靠性。[2]

3.3 降低电网损耗及削峰填谷

一是降低电网的电能输配损耗。当线路总输送电量，通过调节输配电网的输送功率曲线，在保障线路输送电量的同时，减小电网功率波动，降低线路及变压器等相关设施设备的损耗，提高电网运行经济性水平。二是缓解调度在用电高峰期的调峰压力。储能电站通过共享储能等创新模式，实现大规模集中统一调度，可有效缓解国内部分地区峰度夏供电紧张、区域内调峰能力偏低等问题。

3.4 提高清洁能源的消纳能力

一是缓解清洁能源电力输出受限状况。风光、潮汐等清洁能源与储能联合部署运行，可显著平缓电源的出力波动，提高线路利用率及外送能力，降低项目建设的总体资金投入。二是提升清洁能源电源聚集区的调峰能力。风光、潮汐等新能源受自身特性限制，出力会呈现较大的周期性起伏，利用储能设施能够及时存储高峰期电能并在低谷期释放，及时消纳大规模清洁能源，缓解电网的调峰压力。

3.5 参与调峰调频等电力辅助服务

电化学储能够以毫秒级的速度，快速响应电网需求，并可实时、精确控制充放电过程，同时以非常经济的成本实现容量调节，可与煤电、抽水蓄能等方式配合，有效提高大电网的调峰调频能力。

4 电网侧共享储能运营模式

4.1 市场参与对象

共享储能提供商负责建设、组织和提供共享储能设施设备（即“云端电池”），既可以通过多种方式融资新建集中式储能设施，也可以利用先进技术和管理手段，吸纳广大分布式储能设施，进一步发挥现有设施的使用效率。应重点从整体规划、项目运营、经济性评估、价格机制等各方面开展全面研究。

平台运营服务商为共享储能提供必要的安全运行、（配合电网）经济调度等功能，同时引导共享储能提供商参与削峰填谷等辅助服务，电网企业是最有能力成为平台运营服务商角色的市场参与主体。储电设备进行放电要通过电网才可以传输到用户那里，所以要对用户的电力使用特点和对配电网造成的影响进行研究，并分析共享储能提供商、储能用户等的运营费用成本、费率和不同付款方式对运营商的影响。

储能用户既是共享储能设施和服务的使用者，也可以将自建储能设施加入共享储能提供商的共享储能管理体系，通过参与共享储能增加收益、减少费用。通过加入共享储能体系，用户将会更有动力自行分析储电容量、价格等因素，改变自身的用能管理模式及消费习惯，为后续的投资决策做借鉴。

4.2 投资模式

随着电力改革深入，越来越多的市场主体参与到储能行业，相互之间的关系也愈加紧密。各市场主体需要通力合作，充分调动各自的技术、资本优势以及市场经验，从满足自身需求出发，在法律既定的框架内探索储能系统的创新管理体系与商业模式，形成具有中国市场特点的商业化运营模式。

4.2.1 投资人独立投资

投资人独立投资模式的投资主体大多为大型工商业用户，他们作为共享储能提供商，全资购置和建设储能设施，拥有储能系统完全产权。储能设备可自行运营维护，或由运营服务商提供售后运维服务。在这种模式下，用户可以利用国内电力市场峰谷电价、可中断电价等各种价格机制，采用低储高发的方式减少自身电费支出。通过电力交易市场、虚拟电厂等共享储能商业模式，利用储能系统存储、释放电能参与市场交易，一方面获得了相应的收益，另一方面也有利于电网平稳运行。[3]

目前，电化学储能的度电成本仍相对较高，而峰谷差电价的区间相对有限，需要投资者深入分析电化学储能的投资风险。因此，独立投资适用于资金实力雄厚，对节能减排有硬性要求，或自身具备一定储能相关技术能力的大中型企业以及部分储能投资高收益率场景。

4.2.2 多方联合投融资

储能安装在发电侧，能平滑风电、光伏等清洁能源发电的输出，或者参与火电联调频。在电网侧，储能系统对电网的安全稳定运行也将起到重要作用。将在输配电规划建设时，同步考虑储能电站建设并纳入电网统一调度，参与电力辅助服务，可以充分使用储能电站支援，最大限度地发挥电化学储能的社会经济价值。电网企业应积极参与共享储能投资建设，或作为运营服务商，充分吸引社会资本参与电网建设，提高储能市场规模，实现多方共赢。

电网企业应成为储能的重要建设者和推动力，联合投资是一种比较适合电网企业与社会资本合作的共享储能投资模式。在该模式下，电网企业可以充分发挥自身的资金优势、技术优势和人才优势，参与系统调度、设备运维和废旧设备再利用等业务运营，引导储能系统响应电网调峰调频需求，实现削峰填谷。

4.2.3 融资租赁和租赁模式

随着电力改革的深入，越来越多的社会资本将以售电公司的市场主体形式出现。成为社会资本参与电力市场的代表。作为电网企业与电力用户的中间商，售电公司可以进一步充当储能提供商或运营服务商角色，整合社会各类储能资源并通过租赁、融资租赁等模式将设备租赁给用户（包括电网企业）。储能设备的运营过程由用户主导，售电公司引导参与共享储能。在能源交易的过程中，售电公司通过大数据平台等，精确分析各类用户的负荷特性，提高负荷预测精度，合理设计储能系统充放电策略，为用户提供低价电能，并引导用户参与共享储能的市场交易或辅助服务。对于用户而言，采用融资租赁或租赁（分期付款）方式的前期投入资本少，进入壁垒低，风险也小，有利于促进社会各方积极参与储能项目投资，推动储能规模化发展。

4.2.4 社会融资模式

在社会融资模式中，投资方通过国内外金融市场，面向社会以债券、ABS、PPP等形式，公开发布募集项目资金开展储能项目工程建设。该模式借鉴了共享经济概念，业主可以利用储能设备降低自身的用能成本，也可以将储能设备有偿共享给第三方如电网公司，允许电网统一调度储能设备，为系统提供削峰填谷、调峰调频等服务并收取相应的费用。只是目前储能成本还比较高、这类项目的投资回收期预期较长，在前期需要国家出台相关政策给予一定的扶持。

4.3 商业运营模式

4.3.1 辅助服务市场模式

目前，国内辅助服务市场机制正在逐步健全，大规模的集中式储能系统，以独立身份参与到电力辅助服务市场中，提供调峰调频等辅助服务。在当前的过渡期，多地区将调峰、备用等主要辅助服务项目实行政府定价。随着后续政策的进一步完善，电力辅助市场相关竞争机制逐渐成熟，辅助服务市场将成为共享储能在电网侧最具发展潜力的商业模式之一。共享储能提供商（或综合能源服务公司）牵头组织储能项目的投资、建设，与运营服务商合作开展系统日常运维，在电网的统一调度下，辅助服务市场的各类市场主体（发电企业、电网企业、电力用户等）根据各自需求享受各类储能服务，并支付相关服务费用。

储能是经济性好、实时性强的优质调频资源，可以为各类发电机组（老旧火电机组、可再生能源发电机组、核电机组）提供调频服务。引入辅助服务市场竞价机制，储能直接参与辅助服务市场竞争，由通过提供调峰调频、黑启动、应急功率响应等多种辅助服务获得收益，收益水平由市场决定。[2]

4.3.2 虚拟电厂模式

“虚拟电厂”模式将各类用户的储能系统集合起来，通过先进技术优化系统运行，参与电网辅助服务获取应用收益。更适合具有专业技术实力的电网企业牵头实施。经过电网统一调度和管理的分布式储能系统不仅可以参与电力市场通过调频、备用容量等获取收益，而且还能助力输配电系统，发挥延缓输配电扩容升级、电压支持、需求响应等方面的多重价值。[3]

目前，国内市场上国家电网和南网公司已开始搭建项目接入平台，布局虚拟电厂业务。在虚拟电厂模式中，能够将储能系统聚合起来进行分析、优化控制的系统平臺（即“云平台”）至关重要。系统需要从建筑负荷中获得技术数据，从市场中获得价格信息，同时接收天气信息，海量信息都需要软件进行实时管理。当要求实行需求响应时，平台能找到优化点，帮助用户降低成本、增加收益。

4.3.3 合同能源管理模式

合同能源管理这种模式已经出现了数十年，是一种比较成熟的商业运营模式，一般适用于具有稳定现金流收益的节能项目。储能项目在移峰填谷过程中也能够同时优化无功调节，降低输配电损耗，因此可以将这些节能服务进行量化评估，探索应用合同能源管理模式，由电网企业或大型用电企业与储能项目业主分享节能降耗收益。

规模较大的企业、园区等集中式储能提供商可以选择合同能源管理模式，依据权威的第三方节能评估机构评估储能产生的节能效益价值，由电网企业、园区运营者等节能受益方让渡部分节能收益给储能运营商。

4.3.4 现货交易市场模式

电网侧储能也可通过现货市场交易模式获得电量收益。共享储能提供商组织资金完成储能项目投资和建设，运营服务商（或售电公司）负责日常运营维护等工作，并参与电力现货市场交易，利用储能设施套取电价波动差值。运营服务商在电力现货市场进行购、售电交易套取价差收益。若共享储能提供商与运营服务商不是同一主体，则按协商好的规则分享收益。

4.3.5 综合叠加模式

当前，我国的电力辅助服务市场、现货交易市场和需求侧响应机制已经越来越成熟，同时“虚拟电厂”等先进模式也在多地开展了探索实践。一方面，电网侧储能与电源侧或用户侧储能深度融合的政策、技术壁垒逐渐消失;另一方面，电网侧储能可通过商业模式创新，开创更多投资收益机制。多种不同的投资、运营模式组合或策略优化还可以进一步叠加。例如，大规模集中式储能设施可以叠加辅助服务市场调峰调频与电力现货市场价格套利模式，合同能源管理模式叠加融资租赁模式，需求侧分布式储能通过区块链等技术手段，整合组建“虚拟电厂”参与现货交易市场叠加需求侧响应模式等等。

在各类综合叠加模式中，利益相关方包括了共享储能提供商、运营服务商、发电企业、电网企业、售电公司、电力用户等，相互关系复杂，需要深入分析各利益相关方的业务或收益分成关系，并根据市场发展情况，创新收益模式。合适的个性化共享储能商业运营模式，能充分挖掘电源侧、电网侧和用户侧的储能价值，提高各类储能设施设备的利用率和利用水平，推动全社会的储能资源得到最大化利用。

参考文献：

[1]吕刚.能源互联网背景下的储能应用模式研究[D].华北电力大学（北京），2019.

[2]胡静，李琼慧，黄碧斌，冯凯辉.适应中国应用场景需求和政策环境的电网侧储能商业模式研究[J].全球能源互联网，2019，2（04）：367375.

[3]寇凌峰，张颖，季宇，吳鸣，熊雄，胡转娣，孟锦鹏，向月.分布式储能的典型应用场景及运营模式分析[J].电力系统保护与控制，2020，48（04）：177187.

作者简介：金辰（1988— ），南京工程学院电力系统及其自动化本科，获工学学士学位，现就职于国网江苏省电力有限公司南京市江北新区供电分公司。