储能商业模式及案例

       4.1 电网侧：调峰调频是储能企业的主要收入来源

       储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方有所不同。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在 2017 年出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》， 两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的 收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。以广东地区为例，目前 AGC 服务调节电量的补偿标准可以达到 80 元/MWh，电力辅助服务存在盈利空间。

表 5：南方地区电力辅助服务补偿机制

       电网辅助服务主要集中在“三北”地区，华中、南方是重要的辅助服务地区。据国家能源局统计，2018 年全国除西藏外参与电力辅助服务补偿的发电企业共 4176 家，装机容量共 13.25 亿千瓦，补偿费用共 147.62 亿元，占上网电费总额的 0.83%。从电力辅助服务补偿费用比重来看，补偿费用最高的为“三北”地区，即西北、东北和华北区域，服务补偿费用占上网电费总额比重分别为 0.61%、1.82%和 3.17%;华中区域占比最低，为 0.23%。

图 2：2018 年电力辅助服务补偿费用地区分布

       调峰、调频与备用是补偿费用的主要组成部分。2018 年调峰补偿费用总额 52.34 亿元，占总补偿费用的 35.5%;调频补偿费用总额 41.66 亿元，占比 28.2%;备用补偿费用总额 42.86 亿元，占比 29.0%;前三者占补偿费用的比重超过 90%，是电网辅助服务补偿费用的主要组成;调压补偿费用为 10.33 亿元，占比 7.00%;其他补偿费用 0.43 亿元，占比 0.29%。

图3：2018 年电力辅助服务补偿费用组成结构

用于电网辅助服务的储能项目中，火电辅助服务装机量最多，补偿费用占比最大。电力生产的构成决定了辅助服务的重要程度，火电作为主要发电单位，辅助服务的重要性不言而喻。2018 年火电辅助服务产生补偿费用 210.95 亿元，占比高达 80.55%;风电、水电在 2018 年分别产生补偿费用 23.72 亿元、20.94 亿元，费用占比依次为 9.06%、8%;核电及光伏等使用电网辅助服务产生的补偿费用占比仅为 2.4%。

图 4：2018 年电网辅助服务补偿费用占比

表 6：部分已投运电网辅助服务项目

       4.2 可再生能源发电并网侧：有效解决“弃光、弃风”问题

       储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题，改善电能质量。我国能源供应和能源需求呈逆向分布，风能主要集中在华北、西北、东北地区，太阳能主要集中在西部高原地区，而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区;供求关系导致新能源消纳上的矛盾，风光电企业因为生产的电力无法被纳入输电网，而被迫停机或限产。据国家能源局统计，我国弃光、弃风率长期维持在 4%以上，仅2018 年弃风弃光量合计超过 300 亿千瓦时。锂离子电池储能技术能有效帮助电网消纳可再生能源，减少甚至避免弃光弃风现象的发生。风光发电受风速、风向、日照等自然条件影响，输出功率具有波动性、间歇性的特点，将对局部电网电压的稳定性和电能质量产生较大的负面影响， 锂离子电池储能技术在风光电并网的应用主要在于平滑风电系统的有功波动，从而提高并网风电系统的电能质量和稳定性。

图 5：2016 年至今中国弃光率、弃风率逐年下降

       在可再生能源并网领域，锂电储能收益主要依靠限电时段的弃电量存储。

       储能电站在用电低谷期储存剩余电量，在用电高峰期释放电能，释放电量与指导电价的乘积即为储能电站的收益。目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。

表 6：可再生能源并网部分已投运项目

       4.3 用户侧峰谷套利

       峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证电力系统的安全与稳定。储能用于峰谷电价套利,用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。