儲能系統(tǒng)是我國新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。從整個電力系統(tǒng)角度看，儲能產(chǎn)業(yè)的應用場景可以分為發(fā)電側(電源側)、輸配電側(電網(wǎng)側)、用電側(用戶側)儲能三大場景。本文主要從儲能產(chǎn)業(yè)的應用場景著手，對其應用服務、盈利模式與未來發(fā)展等做一個分析。
一、發(fā)電側儲能模式
發(fā)電側儲能又稱為電源側儲能、供電側儲能，是指在發(fā)電過程中將多余的電能儲存起來，以便在需要時釋放出來供電使用的技術，主要建在各個火電廠、風電場、光伏電站，是各類發(fā)電廠用于促進電力系統(tǒng)安全平穩(wěn)運行的配套設施。發(fā)電側儲能的主要目的是增強電力系統(tǒng)調(diào)峰備用容量，解決光伏、風電等可再生能源并網(wǎng)問題。常見的發(fā)電側儲能技術包括但不限于蓄電池儲能、水泵儲能、壓縮空氣儲能、熱儲能、動力電池儲能等。
近兩年，國家多項政策均提出大力發(fā)展發(fā)電側儲能，新能源并網(wǎng)成為發(fā)電側儲能主要應用場景，2021年以來已有20多個省份發(fā)布新能源配儲政策，明確新能源配置儲能比例在5-30%之間、儲能時長1-4小時不等。浙江、青海、四川、重慶等省份發(fā)布了新能源配儲補貼政策，補貼方式主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。安徽、貴州、河南等省份發(fā)布了新能源配儲參與輔助服務市場的政策，交易品種主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等。
從盈利模式來看，新能源配儲主要通過降低棄風棄光電量增加電費收入，通過支撐新能源電站參與電力現(xiàn)貨和輔助服務市場獲取更高收益。盡管市場發(fā)展勢頭良好，但是發(fā)電側儲能的利用率較低，短期內(nèi)難以實現(xiàn)規(guī)模化的經(jīng)濟性。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會的調(diào)研，為新能源配置的儲能項目，等效利用系數(shù)僅為6.1%，在電化學儲能各種應用場景中利用系數(shù)最低。有限的盈利空間疊加初始投資成本的增加，為發(fā)電側儲能企業(yè)帶來較大壓力。
二、用戶側儲能模式
用戶側儲能是指在能源系統(tǒng)中將儲能設備安裝在用戶側用于儲存和釋放電能的技術，其功能主要包括電力自發(fā)自用、降低用戶用電成本、提高供電可靠性等。用戶側儲能主要依托分布式新能源、微電網(wǎng)、增量配網(wǎng)等方式建設，根據(jù)終端用戶的不同可分為戶用儲能和工商業(yè)儲能兩類，可應用于城市、工業(yè)園區(qū)、大型商業(yè)綜合體、大型用電企業(yè)、家庭等場所。常見的用戶側儲能技術包括鋰離子電池、鈉硫電池、超級電容器等，這些儲能設備可以與新能源發(fā)電系統(tǒng)相結合，形成新能源+儲能系統(tǒng)，減少對傳統(tǒng)電網(wǎng)的依賴。
從盈利模式來看，當前用戶側儲能主要依賴于自發(fā)自用和峰谷價差套利，在電價谷段、平段時從電網(wǎng)向儲能裝置充電，在電價尖峰、峰值時段儲能裝置向電網(wǎng)負荷放電，以此從峰谷電價差中獲取收益。我國工商業(yè)普遍實行分時電價政策和尖峰電價政策，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟CNESA披露，0.7元/kWh是用戶側儲能實現(xiàn)經(jīng)濟性的門檻價差，目前我國已有多個地區(qū)的最大峰谷價差超過0.7元/kWh。
隨著我國電力市場進程的持續(xù)推動，用戶側儲能正式納入到電力現(xiàn)貨市場成員，參與電力市場相關服務。2022年12月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》，明確鼓勵支持10千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場。在市場機制和相關政策的不斷完善下，用戶側儲能的收益還將包含需求響應收益、新能源消納、容量管理收益等，未來的經(jīng)濟性將進一步提升。
三、電網(wǎng)側儲能模式
電網(wǎng)側儲能通常是指在電力系統(tǒng)中將電能從電網(wǎng)側儲存起來以供后續(xù)使用的一種技術，主要用于調(diào)峰、調(diào)頻、緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電擴容升級等，幫助電力系統(tǒng)實現(xiàn)平衡和穩(wěn)定運行。常見的電網(wǎng)側儲能技術包括抽水蓄能、電池儲能、壓縮空氣儲能、超級電容器等。這些技術可根據(jù)電力系統(tǒng)的需求和特點選擇合適的儲能方案，以實現(xiàn)電網(wǎng)的可靠性、靈活性和可持續(xù)性。
在盈利模式方面，目前電網(wǎng)側儲能不能納入輸配電價體系，電網(wǎng)側儲能的主要盈利來源于調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務的補償。電力輔助服務補償可分為固定補償和市場化補償，固定補償通常參考各個地區(qū)制定的調(diào)峰調(diào)頻補充標準;市場化補償則按照各地電力輔助市場運營機制，通過雙邊協(xié)商、公開招標、集中競價等方式形成最終交易價格。由于電網(wǎng)側儲能市場主要由電網(wǎng)公司和傳統(tǒng)大型發(fā)電企業(yè)主導，買方擁有極高的議價權，儲能企業(yè)話語權較小。
四、新型儲能商業(yè)模式
目前我國發(fā)電側和電網(wǎng)側儲能經(jīng)濟性不顯著，在單一側建立儲能電站成本較高且收益渠道單一，企業(yè)投資建設儲能電站的積極性不高;用戶側儲能受區(qū)域電價機制制約，僅在部分地區(qū)具備經(jīng)濟性。隨著我國電力市場化改革的穩(wěn)步推進，儲能應用市場必將持續(xù)擴大，各地區(qū)需要探索新型儲能商業(yè)模式，包括共享儲能、云儲能、儲能聚合等商業(yè)模式。
共享儲能是指由獨立的第三方投資、建設、運營的儲能電站，可以為多個電力市場參與方提供儲能服務，實現(xiàn)儲能的多元化利用和共享。如為新能源電站提供消納、平滑、調(diào)頻等服務，為用電企業(yè)提供削峰填谷、需求響應等服務，為電網(wǎng)提供備用、黑啟動、電壓支撐等服務，實現(xiàn)儲能的“一站多用”和多方共贏。截止2022年底，已有10多個省份出臺了有關共享儲能的政策，共享儲能模式在全國得到廣泛推廣。
云儲能是一種將儲能系統(tǒng)、流動儲能系統(tǒng)以及市政基礎設施連接到云端的技術，可以支持城市智能化電網(wǎng)建設，將儲能技術和能源儲存系統(tǒng)與城市電網(wǎng)系統(tǒng)連接，實現(xiàn)電力的實時監(jiān)測、故障檢測和診斷以及電力調(diào)度等功能。云儲能技術可以改善能源利用的靈活性，當需要使用市場上的電力時，可以從儲能系統(tǒng)中儲存的能量中產(chǎn)生電力，也可以使用流動儲能系統(tǒng)進行調(diào)控，從而減少能源的損耗，節(jié)約能源成本。
儲能聚合利用儲能EMS和云平臺技術，通過對接上游電力平臺、下游電站資源，可以快速聚合儲能資源，集中優(yōu)勢參與到電力服務市場，為客戶提供便利的收益和結算功能。儲能聚合可以基于家用儲能、企業(yè)儲能電站、新能源車充電場站等基礎上開展，形成與源網(wǎng)荷儲高度融合的區(qū)域“虛擬電廠”。典型案例如時代大業(yè)在杭州濱江區(qū)建設的儲能聚合充電場站項目，以新能源汽車充電場站為基礎，在現(xiàn)有場地資源結構中增配1000KWh-1500KWh儲能設施，增加與增強市場化用戶自身調(diào)節(jié)能力，形成用戶側分布式儲能群。（來源：東灘智庫）
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