新型储能应用场景与商业模式综述

张程翔丁 宁尹 峰邵乔乐张江丰郑可轲

(国网浙江省电力有限公司电力科学研究院,浙江省 杭州市 310014)

0 引言

随着“碳达峰、碳中和”战略的提出,国家积极加快以风电、太阳能为主的可再生能源发展,规划2030年装机总量达到12亿k W。习总书记在中央财经委第九次会议指出,要构建清洁低碳安全高效的能源体系,建立以新能源为主体的新型电力系统,为能源电力领域的“十四五”开局指明了方向。然而,集中式、分布式新能源的大规模接入,多省需求响应负荷的广泛邀约[1-2],导致能源电力产消结构发生重大变革,传统的调节手段已难以维持新型电力系统的安全稳定运行,电网亟需填补自身调节能力缺口。

目前,抽水蓄能电站仍然是国内电力系统依赖的主要储能,但其物理选址与可调能力存在一定的局限性[3-4],近年来开发增量趋于缓和。而新型储能作为除抽水蓄能外的储能技术,应用领域广泛,灵活调节能力强,可在应对新型电力系统的“三高”特性方面发挥至关重要的作用,是我国迈入能源转型“快车道”的关键资源。自“十三五”以来,国家、地方频频出台相关政策[5-9],不断加大新型储能及其上下游产业链、创新链的扶持力度,鼓励相关行业高质量发展。亦有不少文献对于新型储能的特性与技术展开了分析研究,但就其在新型电力系统下的商业场景与运营模式尚未有清晰的定论。

本文对新型储能的品类进行梳理,详细阐述其在电力系统中的5种最具前景的应用场合,研究储能运营商作为市场独立主体时的盈利方式,并结合当前形势,对储能共享共建的商业运营模式进行探讨,最终给出新型储能在未来的发展方向与关键技术研究。

1 新型储能形式

截至2020年底,国内以电化学储能、机械储能为主的新型电力储能累计装机为3.27 GW,预计2025年市场规模将超30 GW[10],年均复合增长率在50%以上。明确的规模与增速要求,将引导社会资本流入百花齐放的储能产业,助推万亿市场的快速到来。储能市场装机规模见图1。

1.1 电化学储能

电化学储能经过近十几年的蓬勃发展,已成为最重要的新型储能技术。截至2020年,国内电化学储能装机容量较2019年增长1.56 GW,同比增长91.2%,占储能总量的9.2%[3]。其中,又以能量密度高、功率密度高、效率高的锂离子电池发展最为迅速,其不受地理位置的限制,电池成本逐年下行,已形成相对完备的上下游产业链,即将迎来大规模商业化阶段。

1.2 机械储能

机械储能技术的发展由来已久,传统的抽水蓄能在国内外已经大规模应用。目前,国家发展改革委员会对另外2 类同样具备转动惯量的新型储能——压缩空气储能和飞轮储能,亦提出了明确的发展目标[6]。

压缩空气储能被视作抽水蓄能的最佳替代品,相较于后者选址条件更宽松,对生态环境影响更小,其利用电机驱动压缩机将高压空气存入储气罐,并在需要时释放,推动涡轮膨胀机旋转使发电机输出功率。历经几十年的技术革新,压缩空气储能种类从补燃型衍生出有外部热源的非补燃型、无外部热源的绝热型,结合热能回收、光伏储热、余热利用等技术,可大幅提高自身能效,并在电网调峰调频、综合能源利用等方面均有建树。当前,国际首台百兆瓦级先进压缩空气储能已在张家口顺利并网,系统效率超70%,而随着政策倾斜与技术发展,容量大、寿命长、蓄能久的压缩空气储能也将迈入商业化初期[11]。

飞轮储能利用电力电子装置控制飞轮电机绕定轴旋转,实现机械能与电能的相互转换,通过并联技术可大规模上网。飞轮储能瞬时功率大,具有毫秒级响应速度与分钟级持续时间,相较于其他储能而言,更适用于电力系统调频、改善电能质量等场景。不少学者已提出在火电厂投建飞轮储能辅助调频,将飞轮储能应用于电气化铁路以降低牵引变负序电流与电压不平衡度等研究[12-13]。近十年来相关研究成果大幅增长[14],高强度复合材料、悬浮轴承等创新技术,为加快飞轮储能规模化示范验证打下坚实基础。

1.3 氢储能

国内多省已在“十四五”规划中对氢能作出明确的定位与计划,并积极引进相关产业[15]。这不仅意味着氢能正得到越来越多的关注和认可,还标志着氢能相关产业的规划已步入国家顶层设计。现阶段,国内仍然主要依赖化石燃料和工业副产气制氢,但随着能耗双控向碳排双控转变,新能源大规模并网,具备零碳优势与氢电耦合特质的“绿电制氢”技术引起了业界瞩目。

利用新能源弃风弃光电量或峰时电量电解水制氢,并通过物理储氢技术实现长周期、跨季节存储,配合氢燃料电池并网发电,构成氢电耦合的储能系统,为电网提供一种应对新能源装机骤增的跨季调峰手段。然而,受限于工艺技术,“电-氢-电”的整体利用效率仅为35%～55%[16],难以媲美其他储能。因此,开辟氢能的一体化产消体系、提升资源利用率是氢能技术走向商业应用的前提。

除利用燃料电池长周期转移风光电量,氢能还可以转化为其他形式的能量,以满足各种终端用能、供暖制冷的需求,实现从生产到消费的能源体系全面脱碳,是“碳达峰、碳中和”的重要媒介和应用手段。氢能的应用正从电力延伸至交通、建筑、工业等高耗能领域,逐步替代化石燃料,如图2 所示。此外,在某海岛氢能示范工程中,有专家在氢电转换过程间,加入余热回收系统,通过板式换热器、混合式冷凝器对“绿电制氢-储氢加工-电池发电”3大主环节产生的余热和尾气再利用,直接为周边居民区、工业区提供暖气与热水。经测算,该工程能源综合利用效率可提升至72%,远高于传统氢能利用模式,具备一定的规模化应用潜力。

图2 氢能产消网络Fig.2 Production and consumption network of hydrogen energy

2 新型储能在电力系统中的商业应用

随着新型电力系统目标进程的加快,电力系统不确定性与峰谷差问题日益突出,调节能力日趋匮乏。作为一种灵活资源,在电源侧与用户侧布局新型储能技术并研究其商业化应用,可有效应对源荷随机波动给电网带来的严峻挑战。

2.1 电源侧储能应用

2.1.1 新能源按比配储

截至2020 年底,我国光伏、风机累计装机为253、281 GW,分别占全球市场的33%和38%[17],连续五年位居世界第一。国内21个省区新能源发电已成为省内前两大电源,青海省新能源装机占比已超过60%。目前,新能源并网的主要矛盾已从弃风弃光严重的经济性问题,转向大规模并网带来的安全性问题。已有标准要求35 k V 及以上电压等级的电源需具备调峰、调频、调压能力[18],提高新能源场站自身调节能力的需求迫在眉睫。

储能响应速度快、调节能力强,是应对可再生能源随机性与波动性的理想选择。随着中标价格突破规模化应用拐点,多地展开了“新能源+储能”运营模式的探索,超过19个省份倡导新建或已有的新能源项目配置储能。新疆、青海、山东等多个地方政策明确要求新增风电、光伏项目按新能源装机比例5%～20%、配置容量时长1～2 h储能系统。

通过按比配储,新能源场站既提升了自身可调能力,契合标准规范要求,又可辅助调度运行,丰富了电网调节手段。但目前新上项目多受政策补贴激励或强制执行影响,难以形成长期效应。综上,需探索“新能源+储能”更广泛的商业模式,在支撑电网运行的同时争取收益最大化,力求以市场化手段驱动可持续发展。

1) 发电偏差替代。受限于可再生能源的中短期功率预测技术,当环境资源突变或电力电子设备不稳定时,风机、光伏的计划曲线与实际曲线将产生较大偏差。通过调控站内储能的动作行为,多时间尺度的跟踪风、光计划曲线,确保场站实际输出功率连续稳定并尽可能匹配申报计划,从而规避由中短期功率预测偏差导致的考核惩罚。

2) 辅助服务盈利。按比配储的新能源场站,在满足自身需求之余,可为电网提供调峰、调频、调压等辅助服务,并从电力辅助服务市场中挣取可观的收益[37]。场站储能依据负荷曲线实施谷充峰放,一方面回收场站的弃风弃光,并从峰谷差价中获利,另一方面降低地方电网峰谷差,为处在新能源高渗透率区域的送端电网缓解输电线路通道阻塞,实现新能源的大范围、长距离稳定消纳;通过储能调控,使原本只能向下调节的新能源场站具备双向一次调频能力,并提升了调频性能;利用储能装置进行无功、电压的快速调节,实现场站并网点无功就地补偿,改善新能源并网造成的电压波动情况。

3) 增加绿电收益。国内绿色交易市场正在建立健全,新能源场站按比配储后,可替代基准线情景下该区域电网的同等火电发电量,降低碳排量。通过绿电交易与绿证碳交易市场的有效衔接,新能源配储企业可出售绿证或核减碳排量给指标紧缺的其他能源企业,从中收获附加利益与竞争优势。

2.1.2 火储联合调频

随着能耗双控向碳排双控的转化,火力机组受新能源发电压制及节能减碳的影响,其生存空间被进一步压缩,未来将更多地承担调峰调频任务。但以浙江的火电为例,部分超临界机组受蓄热限制,多数热电联产机组有热压要求,致使火电机组固有调频能力较弱。此外,省内大部分百万机组的深调运行结果表明,机组负荷越低、蓄热量越小,自身综合调频指数越不理想。因此,亟待技术革新的火电行业,提高自身的调峰调频能力已刻不容缓。

飞轮储能或电化学储能快速精确的响应特性,能完美匹配调度下达的自动发电控制(automatic gain control,AGC)指令需求,显著提升机组调频性能[19],广东、山西等省已开展一系列电厂储能辅助调频示范。故“火储联合”是一种提升电厂调频性能与辅助服务市场竞争力的有效手段,也是将来火电机组灵活性改造的重要方向。

以文献[20]“90%AGC 指令覆盖法”选择储能容量,接于厂用电中压母线。当调度下发AGC 指令时,机组保持原有控制方式不变,以分钟级响应速率追踪AGC 曲线,而储能则同时采集远程终端装置(remote terminal unit,RTU)指令与分散控制系统(distributed control system,DCS)中机组出力参数,利用毫秒级响应速率弥补AGC 指令与机组出力的偏差。待机组出力逐渐接近指令值时,储能降低功率并在机组反调时充电,以维持储能系统电池荷电状态(state of charge,SOC)平衡,保证火储联合功率与调度指令的一致性。调节过程如图3所示,可见储能参与辅助调频后,机组的调节速率K1与调节精度K3得到显著提升,由式(1)易得,机组综合调频指数K也将得到较大程度改善。

图3 火储联合参与AGC调频示意图Fig.3 Diagram of thermal power equipped with energy storage in frequency modulation

K值的提高,在调频辅助服务市场机制中,意味着更高的服务中标可能性,更多的调频收入。因此,火储联合系统的投建运营,能有效增加火电厂调频补贴、减免调频不合格的考核,提升直接经济效益。经多个示范工程的经济性测算,电厂仅需2～5年便可收回投资成本乃至盈利[20-22]。此外,纵观厂、网全局,火储联合运行还具有3大间接效益:一是改善机组运行条件,降低频繁爬坡操作导致的机械损耗;二是精确机组的调节范围,校正区域控制误差,减少全网的旋转备用容量;三是在二次调频过程中,合理制定储能充放电计划,降低全厂煤耗与碳排放量,符合国家双碳战略的远景期望。

目前越来越多的省级电网着手制定电力辅助服务方案,电厂与储能供应商通过合同能源管理等模式,在电力供给侧“火储联合”系统并参与电网调频辅助服务,具有广阔的商业前景与实际意义。

2.2 用户侧储能应用

2.2.1 基站冗余储能唤醒

自5G 技术正式商用以来,各运营商不断扩大5G 基站的建设投入,截至2021年8月,国内已建成5G基站103.7万个,预计2030年将超1 500万个[23]。

5G 基站通常由有源天线单元(active antenna unit,AAU)、基带处理单元(base band unite,BBU)、照明、空调与储能系统组成,结构如图4 所示,其中AAU 与BBU 负责信号的接收、调制解调与发射,属于直流负载,占基站总负荷的90%以上,其能耗与通信流量呈正相关,可通过设备运行状态控制激发自身负荷的可调潜力。此外,自2018年以来,基站运营商统一采购动力锂电池替换老旧铅酸电池[24],并配置2～4 h的储能容量作为基站后备电源,为通讯设备提供失电时的紧急支撑,保障通信服务。但在实际运行中,基站备电容量往往过剩,储能长期处于待机浮充状态,无法发挥锂电池高倍率充放电的性能优势。随着电力需求响应的深入推进,集聚数额庞大、权属单一的5G 基站群参与电网日前、实时需求响应成为一种可行的商业模式:通过云边协同技术,管理区域基站的设备能耗与储能运行策略,为电网提供削峰填谷能力的同时获取服务津贴。

图4 5G 基站结构Fig.4 5G base station structure

基站储能系统根据设备实时运行能耗,预留规定的储能备电时长,剩余容量便可主动参与市场盈利。但5G 基站分布广泛、服务群体特性鲜明,即使是配置相同,其服役时的能耗水平也大相径庭。因此,精准定义各个5G 基站储能的可调能力是提升其需求响应盈利能力的基础。

1) 不同区域配电网的供电可靠性有所不同。城区、郊区、农村配电网的年平均停电时间与故障恢复速度有长短快慢之分,则位于不同区域的基站所需储能备电容量也应有所区别。但就浙江省内调研结果表明,目前通信运营商在基建时仅考虑了站内设备的最大负荷,导致站内储能大量冗余。因此,通过构建基站受电可靠性分析模型,准确评估不同配电网下基站的备电需求极限,即配电网供电可靠性越高,故障停电概率越低,需用作备电的储能容量越少,反之则备电容量越大。由此研判各基站储能预留备电容量之余可参与需求响应的能力。

2) 不同时段基站的通信流量也截然不同。利用通信需求预测技术,在流量低谷时采取通道关断、亚帧关断、载波关断、深度休眠等手段控制站内通讯设备运行状态,在保障通信服务的基础上,降低设备能耗。如位于住宅、商圈等区域的宏基站,因白天用户数量锐减,其在电力负荷高峰时段的功耗反而较低,可利用能耗管控技术优化用电成本。此外,下调的基线电量还减少了基站的备电极限,从而释放了基站储能的可调空间。

通过受电可靠性分析与设备能耗管理技术,可从最大容量与时变容量两方面,提升不同区域配电网下、不同时段基站储能的可调容量,利用“需求指令邀约+基站能量管理”的运营模式唤醒海量用户侧沉睡资源,参与电力需求响应服务盈利,为5G 基站降本增效、填补电网调峰能力缺口提供了一种坚实有效的手段。

2.2.2 电动汽车技术应用

截至2021年上半年,我国新能源汽车保有量为603万辆,新增数同比增长234.92%,是全球最大的新能源汽车市场,其中纯电动汽车占81.86%。据国际可再生能源署对2050年能源场景的研究,届时全球电动汽车数量将超10亿辆,超汽车总量的半数以上[25]。电车产业大规模发展,推动着电力与交通的能量交互,而作为“移动型”储能设备,车载动力电池同样是优质的用户侧灵活资源。目前对于电动汽车的研究主要集中于充电站的选址定容规划与车网互动(vehicle to grid,V2G)技术。

充电站的选址定容需兼顾交通流场景和配电网阻塞管理。合理规划布局充电站地点,优化调度电动汽车充电时间与功率,一方面能够转移过量充电用户,缩短车辆排队时间,降低用户时间成本,另一方面,可以均衡分布大量涌入的充电负荷,避免配电网在高峰时段出现局部过载,是在电动汽车保有量飞速增长时期,电网安全稳定运行的保障。

V2G 技术是通过改造通信、计量装置,将充电桩升级为双向变流器,则插入充电枪的电动汽车即成为用户侧分布式储能,实现了能量的双向管理。据统计,以目的地充电作为日常通勤方式的私人电车,平均90%的时间处于驻车状态,涵盖了负荷曲线的“双峰”时段。故车辆只需连接目的地充电桩即可获取旋转备用补偿,其次,结合市场价格引导与激励机制,在满足用户出行习惯的前提下优化充电行为,转移充电负荷填谷,或调控车载电池反送配电网,紧急支撑尖峰供电成为可行的商业模式。我国华北地区已将V2G 充电桩资源纳入调峰辅助服务市场并进行结算[26],反映了电动汽车辅助调峰的可行性与市场需求。同时,为电动公共汽车/出租车提供服务的大型充电站成为天然的电动汽车聚合商,其大规模聚集车载动力电池,调节能力更强,对于调用频率高、持续时间短的调频服务而言是现成的可用资源。借鉴电厂AGC 技术,让大型充电站接受调度的实时指令并参与二次调频,能丰富新型电力系统下电网的调频品类。

综上,多种电动汽车应用场景不仅为电网提供了电力辅助服务,亦给车主创造了额外收益。但作为价格与行为敏感型资源,电动汽车用户参与交易的意愿较大程度受制于电力市场成熟度与电池技术的发展[27-29]。只有更多样的交易形式与可持续的补贴机制,方可吸引更多的用户响应市场需求;只有更高的电池能量密度与更快更安全的充电技术,才能调动用户参与电网双向调节的积极性。此外,电力辅助服务对参与市场主体有最小准入门槛限制,分散电动汽车用户若要参与辅助服务市场,必须依赖聚合商聚沙成塔的运营模式,这将促进负荷聚合商通讯信息处理技术、优化调度算法与计量采集技术的快速发展,形成利益驱动的正向循环。

2.2.3 虚拟电厂应用

虚拟电厂(virtual power plant,VPP)利用先进的传感、计量、通信技术打破资源的地理限制与异构壁垒,对内虚拟聚合分布式能源,对外呈现可调可控的“电厂”特性[30-31],是广域分散资源聚合互联的终极组态[32]。

随着国内整县光伏的迅速推进,需求响应市场的逐步健全,分布式电源、可调节负荷以指数趋势野蛮增长,大量不确定资源的接入给配电网电压与频率稳定造成了严峻考验。分布式资源地理位置分散、技术特性多样,难以精准监测,单独调控成本昂贵,而仅依靠源、荷两类资源互补又存在较大的随机性,因此储能对于资源的聚合互动调控仍是至关重要的设备。合理聚合用户侧分布式电源、可调节负荷、分布式储能等分散资源,打造兼具能源“产消一体”特性,多尺度时空互补、灵活可调的虚拟电厂符合当下及未来的国情与政策需求[33-34]。

不同地域、不同类型的虚拟电厂内部资源响应能力与规模水平参差不齐,导致其接受直接调控时难以满足严苛的调度要求。而虚拟电厂之间缺乏信息交互与能源共享机制,极易造成资源浪费,且无法最大化虚拟电厂集群的整体效益。因此,引入聚合商代理机制与分层分区动态聚合架构,形成超大城市级或省级虚拟电厂,将广域的、不同电压等级的分散资源、虚拟电厂再次聚合,构建立体化运营体系。其次,利用“云边协同”调控技术,实现更广范围、更大体量的资源聚合与最优化集群管控,虚拟电厂分层分区立体化运营体系如图5所示。

当虚拟电厂聚合商B 接收平台层智能分解的需求指令后,将以经济性最优或总成本最小等优化目标选择性聚合边缘层虚拟电厂1至n。各虚拟电厂利用边缘计算优化内部源、荷、储资源能量流,包括分散的5G 基站与数据中心、电动汽车充电桩(站)、工商业分布式储能等,以响应聚合层发布的电力市场竞标或调用指令。或是通过平行交易、向上交易将富余资源出售给能量匮乏的其他平级虚拟电厂和上层聚合商。虚拟电厂聚合商代理与分层分区立体化运营体系一方面整合更广范围的分布式资源,聚集虚拟电厂集群优势,进一步提升云端调控能力,缓解电力系统的调峰调频压力;另一方面,立体化运营体系为虚拟电厂及其聚合商之间提供了聚合互动与可信交易的平台,调动聚合商与底层资源参与市场的积极性,充分利用内部富裕资源,统筹优化虚拟电厂集群的整体经济效益。

3 共享储能商业模式

共享经济的成功为储能的商业运营打开了新的格局,相关政策也多次提出要打造储能共建共享的新业态[5-6],支撑新型电力系统建设与发展。共享储能是由第三方或厂商负责投建、运维,并作为供租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式,秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。用户在服务时限内享有储能充放电权利,以满足自身供能需求,无需自主建设储能电站,大幅降低了原始资金投入。

3.1 青海运营案例

为应对新能源大规模建设布局,青海省于2019年4月率先开展了国内首次共享储能调峰辅助服务试点运行。鲁能海西多能互补示范工程的自建自用储能系统,在满足自身使用需求之余,借助电网通道将剩余容量租用给同区的其他2座50 MW 光伏电站,提供“弃光消纳,峰时放电”的充放服务。此次共享不仅提升了对侧新能源场站发电量,缓解了地方电网的调峰压力,还协助储能电站实现租赁费与场站增发电量利润分摊的创收模式,拓宽了自建自用储能的盈利渠道,是三方共赢的运营模式。截至2021年7 月底,青海共享储能市场累计成交2 648笔,新能源场站增发电量7 286万k W·h[35],证明共享储能具有市场可行性,也为储能的技术发展与商业化开辟了新的思路。

3.2 共享模式的探索

青海案例是为新能源服务的共享储能,具有鲜明的区域特色,有一定的可复制性,但随着国家补贴退坡,新能源实行平价上网,共享储能应探索更清晰的商业模式,在远景年也具备盈利途径。

1) 随着越来越多的地区明确新能源场站按比配储要求,共享储能运营商作为供租方,以低于用户自建储能单价的租赁费,吸引更多目标群体购买共享服务,为新能源场站省去配储成本,为电网争取主变、线路的增容扩建时间,为工商业用户降低容量电费与电量电费,产生社会整体经济利好。

2) 共享储能运营商统筹规划多承租方充、放电需求的互补性,使共享储能的设计容量显著低于所有用户购买的服务容量总和,由此降低建设成本。另外,通过负荷预测研判用户未来的租赁行为,优化排布储能先后使用权,保证容量的最优化利用,且运营商在多数场景下可不必实时响应用户充电需求,而是通过平移充电量至谷电时段,进一步降低运行电费成本。

3) 运营商可同时为多位承租方提供单一的或组合式服务,进而提升共享储能单位容量的使用价值。如消纳场站弃风弃光的同时为电网提供无功电压支撑、响应调峰指令的同时改善工商业用户电能质量等等。相较于自建自用电站而言,共享储能不仅可承接来自于不同承租方的需求,还有效提高了设备利用率,进一步增加运营收入。

因此,共享储能的推广应用有助于源网荷储的全局效益,围绕上述的优化定容降低成本总额、多维调用增加营业利润两个方面,提升运营商的投资回报率,吸引更多企业进入共享赛道。同时,鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力以增加新能源装机并网规模[7],倡导完善峰谷电价[8]等利好政策的出台,为共享储能提供了更广袤的舞台。即便是投身市场交易、参与虚拟电厂等多种新兴业态,共享储能依然可以为用户提优质、低价的技术服务,形成源网荷储全交互、多方互利互惠的共赢格局,是未来储能商业化应用的重点。

4 结论与展望

为助推以新能源为主体的新型电力系统建设,保障电网电力电量平衡与安全稳定低碳运行,研究新型储能的技术应用与商业模式至关重要。本文概述了以电化学储能为典型代表的新型储能类型,聚焦电源侧与用户侧新型储能的多种应用场景,研究其参与辅助服务市场、需求响应服务的盈利途径以及共享形态下更清晰的商业运营模式。然而,新型储能若要大规模高效应用,在未来仍有一些关键问题亟待解决,在此做简要探讨与展望。

1) 关键性基础技术的持续发展,提高储能电池、电池管理系统(battery management system,BMS)、储能变流器(power conversion system,PCS)等单体设备的制造工艺、运行能力、安全性能;加速降低储能的系统成本,进一步缩短投资回报率,通过可持续的政策手段,调动第三方企业投身市场建设与运营的积极性,形成良性的市场价格竞争。

2) 通讯、传感、测控设备的技术革新。在推动新型电力系统布局中,电力与通信领域愈发紧密融合。负荷聚合、虚拟电厂、共享储能等新业态能否迅速步入市场化阶段,依赖成熟的数据监测与通讯控制体系,因此必须解决复杂异构网络下的通信时延与在线辨识难题。

3) 电力市场交易制度的健全完善。通过市场盈利是我国储能商业化应用的基本方向,以商业价值驱动储能运营商主动响应需求和参与电网调控是重要途径。在国家层面已明确储能独立主体身份的背景下,各省市县应尽快研究确立电力辅助服务与需求响应的规范标准与服务价格,使新型储能可全面参与电量、容量、辅助服务等市场交易。