儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要技術(shù)和基礎(chǔ)裝備，是實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要支撐，也是催生國內(nèi)能源新業(yè)態(tài)、搶占國際戰(zhàn)略新高地的重要領(lǐng)域。我國電化學(xué)儲能已開始由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡，電化學(xué)儲能技術(shù)創(chuàng)新取得了長足進(jìn)步，“新能源+儲能”、常規(guī)火電配置儲能、共享儲能等應(yīng)用場景不斷涌現(xiàn)，商業(yè)模式逐步拓展。

　　然而，電化學(xué)儲能系統(tǒng)仍處于快速發(fā)展階段尚未成熟，不同儲能應(yīng)用場景下的商業(yè)模式也在探索中，已投或正建儲能項(xiàng)目在商業(yè)運(yùn)營及效益回收等方面面臨諸多難題，亟需開展新型電力市場中電化學(xué)儲能商業(yè)模式研究。

　　在新型電力系統(tǒng)中，電化學(xué)儲能可以在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)各類場景深化應(yīng)用。電源側(cè)儲能主要包含新能源+儲能、煤電+儲能等場景，電網(wǎng)側(cè)儲能主要包含共享儲能等場景，用戶側(cè)儲能主要包含用戶側(cè)電儲能、虛擬電廠等應(yīng)用場景。

　　一、新能源+儲能場景

　　1.需求分析

　　截至2023年底，全國風(fēng)光發(fā)電量占比約為15%。根據(jù)國家能源局綜合司發(fā)布的《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》預(yù)測，2025年我國風(fēng)光發(fā)電量占比要達(dá)到16.5%左右。

　　2023年全國風(fēng)電、光伏的利用率分別為97.3%、98%，棄風(fēng)最嚴(yán)重的地區(qū)為蒙西，風(fēng)電利用率僅有93.2%，其次為青海和河北，風(fēng)電利用率均低于95%;棄光最嚴(yán)重的省份為西藏，光伏利用率僅有78%，其次為青海，光伏利用率為91.4%。目前已有超20個省份要求或建議新能源電站配置儲能，配置比例約10%，配置時長約為2h。在新能源裝機(jī)大幅增長的驅(qū)動下，新能源+儲能有望迎來加速發(fā)展。預(yù)計(jì)2025年我國發(fā)電側(cè)儲能新增裝機(jī)規(guī)模達(dá)到70GWh，2030年將達(dá)到319GWh。

　　2.應(yīng)用場景

　　新能源風(fēng)、光發(fā)電工程中配置一定容量的鋰電池儲能系統(tǒng)，可顯著提高新能源發(fā)電的消納水平。儲能系統(tǒng)的容量/功率的優(yōu)化配置可最大程度提高儲能系統(tǒng)的利用效率和經(jīng)濟(jì)性，同時將新能源風(fēng)電、光伏的棄電率降低到設(shè)定的目標(biāo)值。新能源配儲能電站，一般采用預(yù)制艙戶外布置方式，選用直流側(cè)最高電壓1500V方案，電池集裝箱，采用非步入式結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，變流器升壓艙接入電池集裝箱，組成儲能單元后通過電站母線線路送出。儲能電站整站配置一套儲能監(jiān)控系統(tǒng)和一套協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)整個儲能電站的監(jiān)控、能量管理和調(diào)峰調(diào)頻等功能。

　　儲能與新能源耦合主要作用：(1)提高新能源電站的計(jì)劃跟蹤曲線精度。根據(jù)所計(jì)劃的新能源電站的發(fā)電出力曲線，通過EMS控制儲能系統(tǒng)的充放電過程，使得電站的實(shí)際功率輸出盡可能的接近計(jì)劃出力，從而增加光伏電站功率輸出的確定性。

　　(2)能量搬移參與電網(wǎng)調(diào)峰，減少棄光限發(fā)。通過新能源增加儲能，新能源電站可以具備抽水蓄能一樣的調(diào)峰能力，且具有快速的負(fù)荷響應(yīng)能力，可以緩解電網(wǎng)的調(diào)峰壓力，特別適合午間的填谷。根據(jù)系統(tǒng)負(fù)荷的峰谷特性，在負(fù)荷低谷期儲存多余的能量，在負(fù)荷高峰期釋放儲，通過能量搬移，提升新能源電站光伏容配比，減少棄光;在白天光伏大發(fā)時段，為減少棄光采用削峰填谷模式，其他時段或陰天情況下在不發(fā)生棄電時，可采用平滑出力、跟蹤計(jì)劃、參與調(diào)頻模式。

　　(3)參與電網(wǎng)一次、二次調(diào)頻服務(wù)。通過配置儲能系統(tǒng)，利用儲能的快速功率雙向調(diào)度能力，參與電網(wǎng)的一次和二次調(diào)頻，提高電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性。在新能源電站建設(shè)一定量的儲能系統(tǒng)，將能夠迅速并有效地解決區(qū)域電網(wǎng)調(diào)頻資源不足的問題，提高新能源的消納，改善電網(wǎng)運(yùn)行的可靠性及安全性。在條件允許的情況下，參與輔助服務(wù)市場獲取收益。

　　3.典型案例及經(jīng)濟(jì)性分析

　　以某176MWp光伏發(fā)電項(xiàng)目為例，為滿足新能源接入帶來的系統(tǒng)平衡，配套建設(shè)一座50MW/100MWh電化學(xué)儲能電站，各儲能系統(tǒng)以電纜線路接至35kV母線，并經(jīng)過220/35kV變壓器升壓到220kV接入系統(tǒng)。儲能系統(tǒng)靜態(tài)投資約22333.40萬元，動態(tài)投資22696.88萬元。

　　根據(jù)《關(guān)于開展儲能設(shè)施示范應(yīng)用的實(shí)施意見》，同時結(jié)合電網(wǎng)峰谷時長，項(xiàng)目年運(yùn)行小時數(shù)暫按600h(每天放電2h，年運(yùn)行300天考慮)，年運(yùn)行小時考慮每年3%的增長率。燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.4153元/kWh。調(diào)峰輔助服務(wù)價(jià)格按當(dāng)?shù)剌o助服務(wù)價(jià)格上限：低谷電價(jià)時段填谷調(diào)峰400元/兆瓦時，高(尖)峰電價(jià)時段削峰調(diào)峰500元/兆瓦時測算。本項(xiàng)目全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率(稅前)為7.98%，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值為4363萬元(Ic=5%);全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率(稅后)為6.42%，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值為1967萬元(Ic=5%);資本回收期11.5年?？偼顿Y收益率為3.72%，項(xiàng)目資本金凈利潤率為6.98%。

　　新能源強(qiáng)制配儲的政策成為儲能市場蓬勃發(fā)展的重要驅(qū)動力。然而，隨著首批并網(wǎng)的新能源配儲項(xiàng)目運(yùn)營來看，存在利用率不高、增加發(fā)電企業(yè)建設(shè)成本等問題，目前行業(yè)整體運(yùn)營效益欠佳。據(jù)中電聯(lián)2023年統(tǒng)計(jì)，新能源配儲能利用系數(shù)僅為9%。

　　以100MW的磷酸鐵鋰電池為例，當(dāng)前2小時系統(tǒng)EPC成本在1500元/kWh左右，4小時系統(tǒng)成本在1300元/kWh左右。100MW光伏電站(初始投資4億元左右)配置10%、2小時儲能項(xiàng)目，其初始投資成本將增加7.5%(3000萬元);配建20%、2小時儲能項(xiàng)目，初始成本將增加15%(6000萬元)。

　　目前的強(qiáng)制配儲項(xiàng)目，更多地是為滿足新能源項(xiàng)目并網(wǎng)條件而建設(shè)的，可獲得收益較為有限，難以完全反映儲能所具備的多重價(jià)值，導(dǎo)致了儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性較差、成本疏導(dǎo)不暢和社會投資意愿低。新能源配置儲能的關(guān)鍵不在于比例，而在于沒有建立起相應(yīng)的價(jià)值與成本疏導(dǎo)途徑，使儲能在充分發(fā)揮價(jià)值的同時自然能夠盈利，新能源強(qiáng)制配儲本質(zhì)上是一種計(jì)劃手段，并不是一條長遠(yuǎn)之路。從長遠(yuǎn)來看，新能源強(qiáng)制配儲只能是過渡性政策，長效的市場機(jī)制才是儲能行穩(wěn)致遠(yuǎn)的根本保障。如果與儲能價(jià)值相匹配的電力市場機(jī)制能夠逐步建立和完善，新能源配儲政策所帶來的問題就有望逐步得到解決。

　　二、煤電+儲能場景

　　1.需求分析

　　燃煤發(fā)電仍然是中國電力的主要來源。截至2023年底，我國煤電發(fā)電裝機(jī)容量11.65億千瓦，占總裝機(jī)容量的比重雖然下降到了約39.9%，但發(fā)電量的占比仍然高達(dá)57.9%。目前，全國電網(wǎng)調(diào)頻是以火電機(jī)組為主，但由于其響應(yīng)時間長、調(diào)頻速率低，只適合幅度較大、方向較單一的調(diào)頻情形。在可再生能源發(fā)電大規(guī)模接入電網(wǎng)后和用電負(fù)荷加大、波動更劇烈的情況下，火電調(diào)頻難以準(zhǔn)確滿足這種小幅度、高頻率的調(diào)頻需求。當(dāng)前，優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源非常少，且電網(wǎng)的負(fù)荷波動比較大，電網(wǎng)的負(fù)荷和火電廠之間的出力偏差就會導(dǎo)致頻率的偏移，靠現(xiàn)有燃煤機(jī)組的慣性調(diào)節(jié)不能滿足要求。

　　煤儲聯(lián)調(diào)是煤電和儲能共同對電網(wǎng)調(diào)頻指令進(jìn)行出力。煤電機(jī)組靈活性不足，從爬坡速率這一指標(biāo)看，煤電機(jī)組的爬坡速率一般只有2%～5%/分，遠(yuǎn)低于燃?xì)鈾C(jī)組20%/分和水電的50%～100%/分。

　　通過煤電+儲能聯(lián)合調(diào)頻的方式，能夠發(fā)揮儲能快速響應(yīng)優(yōu)勢，從技術(shù)上提升煤電機(jī)組響應(yīng)速度，提高煤電對電力系統(tǒng)的響應(yīng)能力。

　　2.應(yīng)用場景

　　煤電+儲能系統(tǒng)是一個由多個電池組集成的大容量電源系統(tǒng)。機(jī)組調(diào)頻降低負(fù)荷時，電儲能裝置處于充電運(yùn)行狀態(tài)，由發(fā)電廠6kV廠用電系統(tǒng)經(jīng)干式變壓器，由6kV/10kV電壓降至0.4kV(由PCS交流側(cè)電壓確定)，經(jīng)整流裝置整流成直流對電池充電，消耗電能。當(dāng)機(jī)組調(diào)頻增加負(fù)荷時，電儲能裝置處于放電運(yùn)行狀態(tài)，直流電池組經(jīng)逆變器轉(zhuǎn)換成交流50Hz電源，經(jīng)干式變壓器注入發(fā)電廠6kV/10kV廠用電系統(tǒng)，釋放電能。由于電儲能系統(tǒng)從0到最大出力的響應(yīng)時間僅為數(shù)百毫秒，從而可以實(shí)現(xiàn)火力燃煤電廠的快速調(diào)節(jié)。

　　煤電+儲能輔助調(diào)頻對儲能電池性能有較高要求，AGC調(diào)頻對儲能電池高頻度、高強(qiáng)度電能充放的要求包括：高倍率特性、高爬坡特性，快速響應(yīng)能力，能效比強(qiáng)、溫升安全可控、壽命長等。儲能將大幅提升煤電機(jī)組調(diào)頻性能，增加調(diào)頻里程和補(bǔ)償收益，同時在減少設(shè)備啟停和負(fù)荷的升降、降低煤耗、延緩設(shè)備磨損、增加運(yùn)行安全性等方面具有間接價(jià)值。

　　3.典型案例及經(jīng)濟(jì)性分析

　　以兩臺600MW級國產(chǎn)超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組配置基于磷酸鐵鋰電池技術(shù)的18MW/9MWh儲能系為例，工程靜態(tài)投資6313.34萬元，動態(tài)投資6331.39萬元，單位千瓦投資為3517元/kW。

　　收益方面，調(diào)頻收益計(jì)算AGC調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償增量收益(月度，含稅)=每月AGC調(diào)頻輔助服務(wù)里程補(bǔ)償收益+每月AGC調(diào)頻輔助服務(wù)容量補(bǔ)償增量收益-項(xiàng)目用地租金(第三方投資時應(yīng)計(jì)入)-儲能系統(tǒng)每月用電費(fèi)用。通過測算，AGC調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償增量收益13.23萬元/天;耗電成本：系統(tǒng)入口和出口安裝電能計(jì)量表，兩表差值為項(xiàng)目自身耗電量，電價(jià)按照電廠上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)計(jì)，兩者乘積即為耗電成本;儲能系統(tǒng)日運(yùn)行損耗約為16.3MWh，按照電廠標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.453元/kWh計(jì)算，暫定項(xiàng)目日耗電費(fèi)用為0.73839萬元;未進(jìn)行儲能調(diào)頻改造前機(jī)組的調(diào)頻收益加權(quán)平均值為6.66萬元/天;每年運(yùn)行天數(shù)為336天;AGC調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償增量收益(年度，含稅)=每年AGC調(diào)頻輔助服務(wù)里程補(bǔ)償收益+每年AGC調(diào)頻輔助服務(wù)容量補(bǔ)償增量收益;首年調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償增量營業(yè)收入(不含增值稅)為1599萬元，往后每年年調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償增量收益為1929萬元，經(jīng)財(cái)務(wù)測算后，年利潤約1290萬元，投資回收期(稅后)為4.92年，總投資收益率為19.96%，經(jīng)濟(jì)效益較好。儲能系統(tǒng)投運(yùn)后，大大提高了機(jī)組運(yùn)行效率，降低了機(jī)組排放，延長了機(jī)組使用壽命，降低了機(jī)組故障率?？傮w來看，煤電+儲能總體市場相對小、部分早期發(fā)展較快區(qū)域趨于飽和，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)表現(xiàn)出降低趨勢。

　　三、共享儲能

　　(獨(dú)立儲能)場景

　　1.需求分析

　　共享儲能，即單一實(shí)體儲能電站通過市場化交易在同一時刻為兩個及兩個以上發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)或電力用戶提供儲能服務(wù)的商業(yè)模式。2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，鼓勵投資建設(shè)共享(獨(dú)立)儲能電站。其后，青海、湖南、山東、浙江、河南、內(nèi)蒙古等20多個地方能源主管部門相繼出臺了配套政策，把共享儲能作為開發(fā)建設(shè)儲能電站的重要方向，同時把配建儲能作為新能源并網(wǎng)或核準(zhǔn)的前置條件。

　　據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)披露，截至2024年上半年，全國已建成投運(yùn)新型儲能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)4444萬千瓦/9906萬千瓦時，其中共享(獨(dú)立)儲能電站裝機(jī)占比達(dá)到45.3%。

　　2.應(yīng)用場景

　　共享儲能在電網(wǎng)中應(yīng)用可以提升電網(wǎng)調(diào)峰能力，根據(jù)電源和負(fù)荷的變化情況，儲能系統(tǒng)可以及時可靠地響應(yīng)調(diào)度指令，并根據(jù)指令改變其出力水平。電網(wǎng)輔助服務(wù)一般分為容量型和功率型服務(wù)。共享儲能以電網(wǎng)為紐帶，將獨(dú)立分散的電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)儲能電站資源進(jìn)行全網(wǎng)優(yōu)化，交由電網(wǎng)進(jìn)行統(tǒng)一協(xié)調(diào)，推動各端儲能能力全面釋放。

　　商業(yè)應(yīng)用場景大致可以歸納為以下幾類。一是為新能源電站提供儲能能力租賃服務(wù)，獲取租賃收益。這是目前大部分獨(dú)立共享儲能電站最主要的收益來源。二是通過與新能源電站進(jìn)行雙邊競價(jià)或協(xié)商交易，通過發(fā)現(xiàn)儲能電站“蓄水池”作用進(jìn)行“低充高放”，降低新能源電站棄電率，實(shí)現(xiàn)雙方利益共享和分?jǐn)偂?/p>

　　這主要在青海等新能源消納形勢嚴(yán)峻的省份應(yīng)用為主。三是通過單邊調(diào)用，參與電力輔助服務(wù)，儲能電站獲取調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)費(fèi)等。這主要以山東、青海、甘肅等省份為主。四是在電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省份，通過參與電力現(xiàn)貨電能量市場，實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差盈利。山東已經(jīng)開始試行。

　　3.典型案例及經(jīng)濟(jì)性分析

　　案例1：以山東某發(fā)電廠獨(dú)立儲能電站項(xiàng)目為例。

　　項(xiàng)目規(guī)劃總規(guī)模為101MW/206MWh，其中磷酸鐵鋰電池系統(tǒng)容量為100MW/200MWh，鐵鉻液流電池系統(tǒng)為1MW/6MWh。項(xiàng)目于2022年6月發(fā)起，2023年4月28日并網(wǎng)投運(yùn)，2023年6月30日全容量投入商業(yè)運(yùn)營。項(xiàng)目靜態(tài)投資4.56億元，動態(tài)投資4.6億元。

　　收益估算。一是峰谷電價(jià)差收益。按照山東電網(wǎng)2022年現(xiàn)貨交易平臺統(tǒng)計(jì)，平均充電價(jià)格為0.11元/kWh，平均放電價(jià)格為0.51元/kWh，充電時容量電費(fèi)執(zhí)行峰谷分時，按照一年進(jìn)行300次充放電、充放電效率為90%(高壓級聯(lián)加液冷系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率高)測算，全年現(xiàn)貨交易收益約2068萬元。實(shí)際上，考慮到季節(jié)因素對峰谷價(jià)差的影響，收益約1500萬元。二是共享租賃收益。目前山東省獨(dú)立儲能租賃價(jià)格區(qū)間在270～330元/kW·年。采取“系統(tǒng)內(nèi)定低價(jià)+系統(tǒng)外議高價(jià)”租賃模式，共享租賃年收益可達(dá)2727萬元以上。目前，該電廠儲能調(diào)峰項(xiàng)目已與系統(tǒng)內(nèi)7家新能源項(xiàng)目簽訂了租賃協(xié)議，最早將于2024年10月獲得租賃收益。但這部分租賃費(fèi)存在拖欠的風(fēng)險(xiǎn)。三是容量補(bǔ)償電價(jià)收益。容量補(bǔ)償電價(jià)60元/kW·年，容量補(bǔ)償年收益606萬元。

　　案例2：某共享儲能項(xiàng)目是山東省首批調(diào)峰類儲能示范項(xiàng)目之一。項(xiàng)目總占地面積約30畝，總體建設(shè)規(guī)模為101兆瓦/202兆瓦時，其中包括100兆瓦/200兆瓦時磷酸鐵電池儲能系統(tǒng)，同步建設(shè)1兆瓦/2兆瓦時液流電池儲能系統(tǒng)，動態(tài)總投資42035萬元。2021年12月20日項(xiàng)目投運(yùn)后，為電網(wǎng)運(yùn)行提供調(diào)峰、備用、黑啟動、需求響應(yīng)支撐等多種服務(wù)，極大提升了傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的靈活性、經(jīng)濟(jì)性和安全性。

　　投產(chǎn)運(yùn)行以來，調(diào)度指令執(zhí)行完成率100%。該儲能項(xiàng)目電站參與了電網(wǎng)削峰填谷，充電時段分別為03:00—05:00和13:00—16:00，放電時段分別為08:30—11:30和18:00—21:00。截至2023年3月底，該儲能項(xiàng)目已持續(xù)安全平穩(wěn)運(yùn)行466天，累計(jì)充、放電量分別為80000MWh、64000MWh，即在山東電網(wǎng)低谷負(fù)荷時段消納省內(nèi)新能源電量80000MWh，同時在尖峰時期增加了64000MWh的電網(wǎng)電力供應(yīng)能力?？梢缘贸?，統(tǒng)計(jì)期間配儲電站的綜合效率為80%，等效利用系數(shù)為12.75%。

　　現(xiàn)行政策下，2023年該儲能項(xiàng)目收益主要包括：(1)參與電力市場現(xiàn)貨交易。參考2022年山東省現(xiàn)貨交易價(jià)格統(tǒng)計(jì)平均價(jià)差為333.8元/MWh，考慮實(shí)際操作因素可按照70%折算，估計(jì)2023年收益約1400萬元。(2)共享租賃收益。按照統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，滿租狀態(tài)下預(yù)計(jì)容量租賃年收入3000萬元。(3)容量補(bǔ)償收益?，F(xiàn)貨市場容量補(bǔ)償電價(jià)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為60元/千瓦·年，預(yù)計(jì)容量補(bǔ)償收入606萬元。年收益共5006萬元，運(yùn)營成本按照10年更換電池測算全年約3840萬元，預(yù)計(jì)年收益1160萬元。

　　共享儲能項(xiàng)目通過參與容量租賃、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、容量補(bǔ)償?shù)?，提升了?xiàng)目收益率，經(jīng)濟(jì)性主要受不同區(qū)域政策與市場影響，可落地收益品種和價(jià)格相差較大。

　　四、綜合能源+儲能場景

　　1.需求分析

　　根據(jù)“十四五”規(guī)劃預(yù)測，用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)功率規(guī)模達(dá)10GWh級，隨著近期各省市出臺的電價(jià)政策，峰谷電價(jià)差進(jìn)一步拉大，工商業(yè)用戶配儲能的套利空間逐步加大。在政策的驅(qū)動下，配置儲能容量和時長逐漸增加，用戶側(cè)儲能的滲透率逐漸增加。

　　2.應(yīng)用場景

　　用戶側(cè)主要商業(yè)模式是參與峰谷套利、電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)、提供應(yīng)急備電等多種功能。一是在工商業(yè)儲能領(lǐng)域、需求側(cè)響應(yīng)、充電站擴(kuò)容、柴油機(jī)替代、家庭儲能等眾多用戶側(cè)方面有著較大的應(yīng)用價(jià)值。二是解決終端用戶低電壓、臺區(qū)重過載等，一定程度上緩解了高峰期“細(xì)導(dǎo)線、小配變、小主變”等卡脖子設(shè)備過流燒毀的風(fēng)險(xiǎn)。三是用戶側(cè)儲能可以實(shí)現(xiàn)容量電費(fèi)管理，解決了老舊小區(qū)的電力線路擴(kuò)容問題，以及電動汽車充電介入給電網(wǎng)帶來沖擊的問題，延緩配電網(wǎng)升級，同時可實(shí)現(xiàn)削峰填谷、降低電量電費(fèi)。

　　3.典型案例及經(jīng)濟(jì)性分析

　　以某耗能企業(yè)為例分析。該企業(yè)安裝的專變?nèi)萘繛?000kVA，最大用電負(fù)荷為6300kW。經(jīng)測算，選擇按變壓器固定容量繳納基本電費(fèi)，月基本電費(fèi)為18.4萬元;選擇按最大需量繳納基本電費(fèi)，月基本電費(fèi)為20.16萬元，因此儲能削減最大需量不能節(jié)省基本電費(fèi)。

　　采用磷酸鐵鋰電池，性能保證充放電循環(huán)壽命約為6000次，采用每天兩次滿充滿放。為了收益最大化，在0~8點(diǎn)谷期第一次充電，在第一個峰期9~12點(diǎn)次第放電，在12:30~18:30第二次充電，以及12~22點(diǎn)第二次放電削峰。在14~17點(diǎn)用電負(fù)荷疊加了儲能充電負(fù)荷。從本大耗能企業(yè)用戶的儲能經(jīng)濟(jì)分析可知，峰谷套利和降低容量電費(fèi)是用戶側(cè)節(jié)能降本的最基本途徑。用電行為中，峰谷負(fù)荷差大且峰值負(fù)荷出現(xiàn)在高峰電價(jià)期，峰期用電量大，企業(yè)配置儲能收益將越大。

　　經(jīng)濟(jì)性看，用戶側(cè)儲能的服務(wù)類型主要是參與峰谷電價(jià)、需求響應(yīng)、分布式交易及虛擬電廠，或減少容量電價(jià)。其中，峰谷價(jià)差套利，仍是用戶側(cè)儲能最大收益來源。據(jù)中關(guān)村儲能聯(lián)盟披露，0.7元/kWh是用戶側(cè)儲能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性的門檻價(jià)差。2023年3月，我國多個省區(qū)的一般工商業(yè)峰谷平均價(jià)差超過0.7元/kWh，包括此次調(diào)研廣東、浙江在內(nèi)的部分地區(qū)工商業(yè)峰谷價(jià)差甚至超過1元/kWh。因此，即使考慮到用戶側(cè)峰谷電價(jià)波動，電化學(xué)儲能在我國部分省區(qū)工商業(yè)用戶情景已具備經(jīng)濟(jì)性。在成熟電力市場中，零售商可以和用戶簽訂峰谷電價(jià)零售合同。在零售市場尚未建立的地區(qū)，可通過政府定價(jià)的方式實(shí)施峰谷電價(jià)政策。

　　五、儲能聚合商

　　(虛擬電廠)場景

　　1.需求分析

　　虛擬電廠作為一種綜合能源服務(wù)業(yè)務(wù)新模式，可聚合分布式發(fā)電、儲能、電動汽車、可控負(fù)荷等靈活性資源，有效激勵各類靈活資源參與電力市場，通過智能化運(yùn)行的方式，降低用能成本，促進(jìn)新能源消納，為電力市場運(yùn)營提供服務(wù)，為資源聚合商提供新的盈利模式，助力實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”，在我國有著廣闊的發(fā)展前景。目前，國內(nèi)虛擬電廠仍處于初級階段，以試點(diǎn)示范為主。“十三五”期間，我國江蘇、上海、河北、廣東等地相繼開展了電力需求響應(yīng)和虛擬電廠試點(diǎn)。當(dāng)前，我國虛擬電廠正處于邀約型向市場型過渡階段。

　　預(yù)計(jì)未來終端電氣化快速提升，用電量和最大負(fù)荷呈現(xiàn)雙極增長。據(jù)權(quán)威機(jī)構(gòu)預(yù)計(jì)2025年、2030年全社會用電量達(dá)9.2、10.3萬億千瓦時，而最大負(fù)荷達(dá)到15.7、17.7億千瓦，最大負(fù)荷增速高于用電量增速。

　　從可調(diào)負(fù)荷需求看，按照在全國構(gòu)建不少于最大負(fù)荷5%的可調(diào)節(jié)負(fù)荷資源庫，預(yù)計(jì)到2025年，需構(gòu)建可調(diào)負(fù)荷資源庫7850萬干瓦。到2030年底，由于可再生能源占比提高，需構(gòu)建的可調(diào)負(fù)荷資源響應(yīng)能力提高，按6%計(jì)算屆時資源庫容量約為10620萬干瓦。

　　考慮項(xiàng)目可行性，虛擬電廠可構(gòu)建的可調(diào)資源潛力按照響應(yīng)能力需求容量、投資成本按1000元/千瓦計(jì)算，預(yù)計(jì)2025年、2030年，虛擬電廠投資規(guī)模分別至少為785億元、1062億元。

　　2.應(yīng)用場景

　　虛擬電廠是一種通過能源互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)，把散落在用戶端的光伏、風(fēng)電、燃?xì)鈨?nèi)燃機(jī)、微燃機(jī)、儲能等電力負(fù)荷整合起來并實(shí)現(xiàn)協(xié)調(diào)優(yōu)化，以作為特殊電廠參與電網(wǎng)運(yùn)行和電力市場的電源協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)。資源聚合商是虛擬電廠運(yùn)營的關(guān)鍵角色。資源聚合商主要依靠互聯(lián)網(wǎng)和大數(shù)據(jù)技術(shù)，整合優(yōu)化、調(diào)度決策各層面的數(shù)據(jù)信息，增強(qiáng)虛擬電廠的統(tǒng)一協(xié)調(diào)控制能力，可以通過調(diào)節(jié)用戶負(fù)荷來提供削峰填谷等輔助服務(wù)，為市場提供更多、更靈活的服務(wù)。同時，資源聚合商可以引導(dǎo)分布式電源、儲能等分布式能源以最佳的方式參與電力市場交易，包括簽訂交易合約、確定競價(jià)方式等問題，并要達(dá)到預(yù)期的利潤水平。

　　虛擬電廠對內(nèi)整合零售市場，對外參與電力批發(fā)市場。其市場化運(yùn)營以電力市場規(guī)則、電力系統(tǒng)運(yùn)行需求、內(nèi)部成員利益等方面條件驅(qū)動，融合了物理、信息、價(jià)值等多種要素，在要素重組的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)價(jià)值增值。以儲能作為虛擬電廠重要資源組成，儲能的主要職責(zé)是通過充放電來參與輔助服務(wù)和需求響應(yīng)。最終結(jié)算時，當(dāng)儲能主體的購電成本減去賣電收益后若大于其參與輔助服務(wù)和需求響應(yīng)所提供的收益補(bǔ)償時，則儲能主體應(yīng)向虛擬電廠運(yùn)營商支付電費(fèi);反之，虛擬電廠運(yùn)營商應(yīng)向儲能主體支付收益補(bǔ)償。

　　3.典型案例及經(jīng)濟(jì)性分析

　　華能浙江虛擬電廠是“浙江省首批新型電力系統(tǒng)試點(diǎn)項(xiàng)目”。該項(xiàng)目可通過智慧管控平臺廣泛聚集浙江省內(nèi)各地的分布式電源、新型儲能、充換電站、樓宇空調(diào)等多元化需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源。2022年11月25日，華能浙江虛擬電廠1號機(jī)組順利完成了72小時試運(yùn)行工作，代表全國首臺(套)接入調(diào)度系統(tǒng)參與實(shí)時響應(yīng)調(diào)節(jié)的虛擬電廠。該虛擬電廠目前接入總?cè)萘繛?11MW，131個終端。包含有16個儲能電站、2個可調(diào)節(jié)電源和113個充換電站。接入點(diǎn)分散在全省11個城市，可用虛擬電廠統(tǒng)一調(diào)控參與實(shí)時調(diào)節(jié)。華能浙江虛擬電廠實(shí)現(xiàn)了實(shí)時接受調(diào)度指令的突破，接入發(fā)用電資源種類極為豐富，包含了儲能、充換電站、分布式發(fā)電等，后續(xù)將加入分布式光伏發(fā)電等多類型資源。

　　華能浙江虛擬電廠采用秒級快速響應(yīng)的協(xié)調(diào)控制技術(shù)，實(shí)時參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻，實(shí)現(xiàn)了“源隨荷動”向“源荷互動”轉(zhuǎn)變。虛擬電廠的成功投用，既能使用戶從輔助服務(wù)消費(fèi)者向輔助服務(wù)提供者轉(zhuǎn)變、降低用能成本，又能增強(qiáng)電網(wǎng)調(diào)節(jié)的靈活性。據(jù)華能集團(tuán)測算，當(dāng)虛擬電廠可調(diào)容量達(dá)到30萬千瓦時，調(diào)節(jié)能力相當(dāng)于42萬千瓦的傳統(tǒng)燃煤機(jī)組。每年可促進(jìn)新能源消納23.3億千瓦時，節(jié)省原煤98.2萬噸，降低二氧化碳排放187萬噸，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益。

　　六、經(jīng)濟(jì)性分析

　　在新型電力系統(tǒng)中，電化學(xué)儲能可以在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)各類場景深化應(yīng)用。電源側(cè)儲能主要包含新能源+儲能、煤電+儲能等場景，電網(wǎng)側(cè)儲能主要包含共享儲能等場景，用戶側(cè)儲能主要包含用戶側(cè)電儲能、虛擬電廠等應(yīng)用場景。

　　1.新能源+儲能經(jīng)濟(jì)性欠佳。在大力發(fā)展新能源背景下，西北部地區(qū)棄電率依然偏高。電化學(xué)儲能作為新能源的“穩(wěn)定器”，可以提高能源在當(dāng)?shù)氐南{能力。目前，多地要求新能源強(qiáng)配10%～20%儲能要求，但增加儲能對新能源電站增加度電成本，一定程度上影響整個項(xiàng)目收益，同時儲能實(shí)際利用率不高，經(jīng)濟(jì)效益欠佳，采用共享儲能有利于提升區(qū)域資源利用率。

　　2.火電+儲能是電力系統(tǒng)的中短期發(fā)展需求。調(diào)頻一般是利用部分區(qū)域的“按效果收費(fèi)”規(guī)則，儲能項(xiàng)目運(yùn)營商和電廠采用合同能源管理模式，目前已進(jìn)入“準(zhǔn)商業(yè)化運(yùn)營”階段，火儲聯(lián)合調(diào)頻市場目前整體效益較好，是目前為數(shù)不多的可以實(shí)現(xiàn)商業(yè)閉環(huán)的儲能應(yīng)用場景。未來若更多調(diào)頻主體加入，市場會出現(xiàn)飽和的情況、補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)也會隨之降低。

　　3. 共享儲能(獨(dú)立儲能)具有較強(qiáng)的發(fā)展空間。目前，儲能收益主要來自風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目優(yōu)先租賃共享儲能設(shè)施、容量租賃收益、輔助服務(wù)收益、優(yōu)先發(fā)電權(quán)交易相關(guān)收益和參與現(xiàn)貨市場。目前，全國多個省積極發(fā)展獨(dú)立儲能和共享儲能項(xiàng)目。隨著國家電力市場改革的不斷發(fā)展，未來儲能在多場景應(yīng)用具有巨大的發(fā)展空間。

　　4.綜合能源+儲能在部分峰谷價(jià)差大的區(qū)域已具備盈利能力。源網(wǎng)荷儲一體化在城市商業(yè)區(qū)、綜合體、居民區(qū)進(jìn)行應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)了峰谷套利、電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)、提供應(yīng)急備電、降低容量費(fèi)用等目的。峰谷電價(jià)差進(jìn)一步拉大，工商業(yè)用戶配儲能的套利空間逐步加大，用戶側(cè)儲能在部分區(qū)域具備了盈利能力。

　　5.儲能聚合商(虛擬電廠)是儲能數(shù)字化技術(shù)的重要應(yīng)用場景。通過虛擬電廠參加電力市場獲利，經(jīng)由虛擬電廠聚合商的信息和價(jià)值傳遞，用戶可通過電能量市場和電力輔助服務(wù)市場獲取對應(yīng)的收益。虛擬電廠發(fā)展前景廣闊。通過能量信息化技術(shù)促進(jìn)儲能系統(tǒng)技術(shù)與信息技術(shù)的深度融合，實(shí)現(xiàn)了儲能系統(tǒng)的數(shù)字化和軟件定義化，與云計(jì)算和大數(shù)據(jù)等互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)緊密融合，實(shí)現(xiàn)了儲能系統(tǒng)的互聯(lián)網(wǎng)化管控，提高了儲能系統(tǒng)運(yùn)維的自動化程度和儲能資源的利用效率，充分發(fā)了揮儲能系統(tǒng)在能源互聯(lián)網(wǎng)中的多元化作用。(來源：能源新媒 文/楊飛 劉峰 作者供職于華電山西能源有限公司;張繼廣作者供職于華電電力科學(xué)研究院有限公司)