电化学储能商业应用场景及经济性分析

　　储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现“双碳”目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。我国电化学储能已开始由研发示范向商业化初期过渡，电化学储能技术创新取得了长足进步，“新能源+储能”、常规火电配置储能、共享储能等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展。

　　然而，电化学储能系统仍处于快速发展阶段尚未成熟，不同储能应用场景下的商业模式也在探索中，已投或正建储能项目在商业运营及效益回收等方面面临诸多难题，亟需开展新型电力市场中电化学储能商业模式研究。

　　在新型电力系统中，电化学储能可以在电源侧、电网侧、用户侧各类场景深化应用。电源侧储能主要包含新能源+储能、煤电+储能等场景，电网侧储能主要包含共享储能等场景，用户侧储能主要包含用户侧电储能、虚拟电厂等应用场景。

　一、新能源+储能场景

　　1.需求分析

　　截至2023年底，全国风光发电量占比约为15%。根据国家能源局综合司发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》预测，2025年我国风光发电量占比要达到16.5%左右。

　　2023年全国风电、光伏的利用率分别为97.3%、98%，弃风最严重的地区为蒙西，风电利用率仅有93.2%，其次为青海和河北，风电利用率均低于95%;弃光最严重的省份为西藏，光伏利用率仅有78%，其次为青海，光伏利用率为91.4%。目前已有超20个省份要求或建议新能源电站配置储能，配置比例约10%，配置时长约为2h。在新能源装机大幅增长的驱动下，新能源+储能有望迎来加速发展。预计2025年我国发电侧储能新增装机规模达到70GWh，2030年将达到319GWh。

　　2.应用场景

　　新能源风、光发电工程中配置一定容量的锂电池储能系统，可显著提高新能源发电的消纳水平。储能系统的容量/功率的优化配置可最大程度提高储能系统的利用效率和经济性，同时将新能源风电、光伏的弃电率降低到设定的目标值。新能源配储能电站，一般采用预制舱户外布置方式，选用直流侧最高电压1500V方案，电池集装箱，采用非步入式结构设计，变流器升压舱接入电池集装箱，组成储能单元后通过电站母线线路送出。储能电站整站配置一套储能监控系统和一套协调控制系统，实现整个储能电站的监控、能量管理和调峰调频等功能。

　　储能与新能源耦合主要作用：(1)提高新能源电站的计划跟踪曲线精度。根据所计划的新能源电站的发电出力曲线，通过EMS控制储能系统的充放电过程，使得电站的实际功率输出尽可能的接近计划出力，从而增加光伏电站功率输出的确定性。

　　(2)能量搬移参与电网调峰，减少弃光限发。通过新能源增加储能，新能源电站可以具备抽水蓄能一样的调峰能力，且具有快速的负荷响应能力，可以缓解电网的调峰压力，特别适合午间的填谷。根据系统负荷的峰谷特性，在负荷低谷期储存多余的能量，在负荷高峰期释放储，通过能量搬移，提升新能源电站光伏容配比，减少弃光;在白天光伏大发时段，为减少弃光采用削峰填谷模式，其他时段或阴天情况下在不发生弃电时，可采用平滑出力、跟踪计划、参与调频模式。

　　(3)参与电网一次、二次调频服务。通过配置储能系统，利用储能的快速功率双向调度能力，参与电网的一次和二次调频，提高电网的频率稳定性。在新能源电站建设一定量的储能系统，将能够迅速并有效地解决区域电网调频资源不足的问题，提高新能源的消纳，改善电网运行的可靠性及安全性。在条件允许的情况下，参与辅助服务市场获取收益。

　　3.典型案例及经济性分析

　　以某176MWp光伏发电项目为例，为满足新能源接入带来的系统平衡，配套建设一座50MW/100MWh电化学储能电站，各储能系统以电缆线路接至35kV母线，并经过220/35kV变压器升压到220kV接入系统。储能系统静态投资约22333.40万元，动态投资22696.88万元。

　　根据《关于开展储能设施示范应用的实施意见》，同时结合电网峰谷时长，项目年运行小时数暂按600h(每天放电2h，年运行300天考虑)，年运行小时考虑每年3%的增长率。燃煤机组标杆上网电价0.4153元/kWh。调峰辅助服务价格按当地辅助服务价格上限：低谷电价时段填谷调峰400元/兆瓦时，高(尖)峰电价时段削峰调峰500元/兆瓦时测算。本项目全部投资财务内部收益率(税前)为7.98%，财务净现值为4363万元(Ic=5%);全部投资财务内部收益率(税后)为6.42%，财务净现值为1967万元(Ic=5%);资本回收期11.5年。总投资收益率为3.72%，项目资本金净利润率为6.98%。

　　新能源强制配储的政策成为储能市场蓬勃发展的重要驱动力。然而，随着首批并网的新能源配储项目运营来看，存在利用率不高、增加发电企业建设成本等问题，目前行业整体运营效益欠佳。据中电联2023年统计，新能源配储能利用系数仅为9%。

　　以100MW的磷酸铁锂电池为例，当前2小时系统EPC成本在1500元/kWh左右，4小时系统成本在1300元/kWh左右。100MW光伏电站(初始投资4亿元左右)配置10%、2小时储能项目，其初始投资成本将增加7.5%(3000万元);配建20%、2小时储能项目，初始成本将增加15%(6000万元)。

　　目前的强制配储项目，更多地是为满足新能源项目并网条件而建设的，可获得收益较为有限，难以完全反映储能所具备的多重价值，导致了储能项目经济性较差、成本疏导不畅和社会投资意愿低。新能源配置储能的关键不在于比例，而在于没有建立起相应的价值与成本疏导途径，使储能在充分发挥价值的同时自然能够盈利，新能源强制配储本质上是一种计划手段，并不是一条长远之路。从长远来看，新能源强制配储只能是过渡性政策，长效的市场机制才是储能行稳致远的根本保障。如果与储能价值相匹配的电力市场机制能够逐步建立和完善，新能源配储政策所带来的问题就有望逐步得到解决。

　二、煤电+储能场景

　　1.需求分析

　　燃煤发电仍然是中国电力的主要来源。截至2023年底，我国煤电发电装机容量11.65亿千瓦，占总装机容量的比重虽然下降到了约39.9%，但发电量的占比仍然高达57.9%。目前，全国电网调频是以火电机组为主，但由于其响应时间长、调频速率低，只适合幅度较大、方向较单一的调频情形。在可再生能源发电大规模接入电网后和用电负荷加大、波动更剧烈的情况下，火电调频难以准确满足这种小幅度、高频率的调频需求。当前，优质调频资源非常少，且电网的负荷波动比较大，电网的负荷和火电厂之间的出力偏差就会导致频率的偏移，靠现有燃煤机组的惯性调节不能满足要求。

　　煤储联调是煤电和储能共同对电网调频指令进行出力。煤电机组灵活性不足，从爬坡速率这一指标看，煤电机组的爬坡速率一般只有2%～5%/分，远低于燃气机组20%/分和水电的50%～100%/分。

　　通过煤电+储能联合调频的方式，能够发挥储能快速响应优势，从技术上提升煤电机组响应速度，提高煤电对电力系统的响应能力。

　　2.应用场景

　　煤电+储能系统是一个由多个电池组集成的大容量电源系统。机组调频降低负荷时，电储能装置处于充电运行状态，由发电厂6kV厂用电系统经干式变压器，由6kV/10kV电压降至0.4kV(由PCS交流侧电压确定)，经整流装置整流成直流对电池充电，消耗电能。当机组调频增加负荷时，电储能装置处于放电运行状态，直流电池组经逆变器转换成交流50Hz电源，经干式变压器注入发电厂6kV/10kV厂用电系统，释放电能。由于电储能系统从0到最大出力的响应时间仅为数百毫秒，从而可以实现火力燃煤电厂的快速调节。

　　煤电+储能辅助调频对储能电池性能有较高要求，AGC调频对储能电池高频度、高强度电能充放的要求包括：高倍率特性、高爬坡特性，快速响应能力，能效比强、温升安全可控、寿命长等。储能将大幅提升煤电机组调频性能，增加调频里程和补偿收益，同时在减少设备启停和负荷的升降、降低煤耗、延缓设备磨损、增加运行安全性等方面具有间接价值。

　　3.典型案例及经济性分析

　　以两台600MW级国产超超临界燃煤发电机组配置基于磷酸铁锂电池技术的18MW/9MWh储能系为例，工程静态投资6313.34万元，动态投资6331.39万元，单位千瓦投资为3517元/kW。

　　收益方面，调频收益计算AGC调频辅助服务补偿增量收益(月度，含税)=每月AGC调频辅助服务里程补偿收益+每月AGC调频辅助服务容量补偿增量收益-项目用地租金(第三方投资时应计入)-储能系统每月用电费用。通过测算，AGC调频辅助服务补偿增量收益13.23万元/天;耗电成本：系统入口和出口安装电能计量表，两表差值为项目自身耗电量，电价按照电厂上网标杆电价计，两者乘积即为耗电成本;储能系统日运行损耗约为16.3MWh，按照电厂标杆上网电价0.453元/kWh计算，暂定项目日耗电费用为0.73839万元;未进行储能调频改造前机组的调频收益加权平均值为6.66万元/天;每年运行天数为336天;AGC调频辅助服务补偿增量收益(年度，含税)=每年AGC调频辅助服务里程补偿收益+每年AGC调频辅助服务容量补偿增量收益;首年调频辅助服务补偿增量营业收入(不含增值税)为1599万元，往后每年年调频辅助服务补偿增量收益为1929万元，经财务测算后，年利润约1290万元，投资回收期(税后)为4.92年，总投资收益率为19.96%，经济效益较好。储能系统投运后，大大提高了机组运行效率，降低了机组排放，延长了机组使用寿命，降低了机组故障率。总体来看，煤电+储能总体市场相对小、部分早期发展较快区域趋于饱和，补偿标准表现出降低趋势。

三、共享储能

　　(独立储能)场景

　　1.需求分析

　　共享储能，即单一实体储能电站通过市场化交易在同一时刻为两个及两个以上发电企业、电网企业或电力用户提供储能服务的商业模式。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，鼓励投资建设共享(独立)储能电站。其后，青海、湖南、山东、浙江、河南、内蒙古等20多个地方能源主管部门相继出台了配套政策，把共享储能作为开发建设储能电站的重要方向，同时把配建储能作为新能源并网或核准的前置条件。

　　据国家能源局数据披露，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，其中共享(独立)储能电站装机占比达到45.3%。

　　2.应用场景

　　共享储能在电网中应用可以提升电网调峰能力，根据电源和负荷的变化情况，储能系统可以及时可靠地响应调度指令，并根据指令改变其出力水平。电网辅助服务一般分为容量型和功率型服务。共享储能以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网优化，交由电网进行统一协调，推动各端储能能力全面释放。

　　商业应用场景大致可以归纳为以下几类。一是为新能源电站提供储能能力租赁服务，获取租赁收益。这是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。二是通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，通过发现储能电站“蓄水池”作用进行“低充高放”，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。

　　这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用为主。三是通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等。这主要以山东、青海、甘肃等省份为主。四是在电力现货试点省份，通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。山东已经开始试行。

　　3.典型案例及经济性分析

　　案例1：以山东某发电厂独立储能电站项目为例。

　　项目规划总规模为101MW/206MWh，其中磷酸铁锂电池系统容量为100MW/200MWh，铁铬液流电池系统为1MW/6MWh。项目于2022年6月发起，2023年4月28日并网投运，2023年6月30日全容量投入商业运营。项目静态投资4.56亿元，动态投资4.6亿元。

　　收益估算。一是峰谷电价差收益。按照山东电网2022年现货交易平台统计，平均充电价格为0.11元/kWh，平均放电价格为0.51元/kWh，充电时容量电费执行峰谷分时，按照一年进行300次充放电、充放电效率为90%(高压级联加液冷系统转换效率高)测算，全年现货交易收益约2068万元。实际上，考虑到季节因素对峰谷价差的影响，收益约1500万元。二是共享租赁收益。目前山东省独立储能租赁价格区间在270～330元/kW·年。采取“系统内定低价+系统外议高价”租赁模式，共享租赁年收益可达2727万元以上。目前，该电厂储能调峰项目已与系统内7家新能源项目签订了租赁协议，最早将于2024年10月获得租赁收益。但这部分租赁费存在拖欠的风险。三是容量补偿电价收益。容量补偿电价60元/kW·年，容量补偿年收益606万元。

　　案例2：某共享储能项目是山东省首批调峰类储能示范项目之一。项目总占地面积约30亩，总体建设规模为101兆瓦/202兆瓦时，其中包括100兆瓦/200兆瓦时磷酸铁电池储能系统，同步建设1兆瓦/2兆瓦时液流电池储能系统，动态总投资42035万元。2021年12月20日项目投运后，为电网运行提供调峰、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，极大提升了传统电力系统的灵活性、经济性和安全性。

　　投产运行以来，调度指令执行完成率100%。该储能项目电站参与了电网削峰填谷，充电时段分别为03:00—05:00和13:00—16:00，放电时段分别为08:30—11:30和18:00—21:00。截至2023年3月底，该储能项目已持续安全平稳运行466天，累计充、放电量分别为80000MWh、64000MWh，即在山东电网低谷负荷时段消纳省内新能源电量80000MWh，同时在尖峰时期增加了64000MWh的电网电力供应能力。可以得出，统计期间配储电站的综合效率为80%，等效利用系数为12.75%。

　　现行政策下，2023年该储能项目收益主要包括：(1)参与电力市场现货交易。参考2022年山东省现货交易价格统计平均价差为333.8元/MWh，考虑实际操作因素可按照70%折算，估计2023年收益约1400万元。(2)共享租赁收益。按照统计数据，满租状态下预计容量租赁年收入3000万元。(3)容量补偿收益。现货市场容量补偿电价补偿标准为60元/千瓦·年，预计容量补偿收入606万元。年收益共5006万元，运营成本按照10年更换电池测算全年约3840万元，预计年收益1160万元。

　　共享储能项目通过参与容量租赁、现货市场、辅助服务市场、容量补偿等，提升了项目收益率，经济性主要受不同区域政策与市场影响，可落地收益品种和价格相差较大。

　四、综合能源+储能场景

　　1.需求分析

　　根据“十四五”规划预测，用户侧储能新增装机功率规模达10GWh级，随着近期各省市出台的电价政策，峰谷电价差进一步拉大，工商业用户配储能的套利空间逐步加大。在政策的驱动下，配置储能容量和时长逐渐增加，用户侧储能的渗透率逐渐增加。

　　2.应用场景

　　用户侧主要商业模式是参与峰谷套利、电网需求侧响应、提供应急备电等多种功能。一是在工商业储能领域、需求侧响应、充电站扩容、柴油机替代、家庭储能等众多用户侧方面有着较大的应用价值。二是解决终端用户低电压、台区重过载等，一定程度上缓解了高峰期“细导线、小配变、小主变”等卡脖子设备过流烧毁的风险。三是用户侧储能可以实现容量电费管理，解决了老旧小区的电力线路扩容问题，以及电动汽车充电介入给电网带来冲击的问题，延缓配电网升级，同时可实现削峰填谷、降低电量电费。

　　3.典型案例及经济性分析

　　以某耗能企业为例分析。该企业安装的专变容量为8000kVA，最大用电负荷为6300kW。经测算，选择按变压器固定容量缴纳基本电费，月基本电费为18.4万元;选择按最大需量缴纳基本电费，月基本电费为20.16万元，因此储能削减最大需量不能节省基本电费。

　　采用磷酸铁锂电池，性能保证充放电循环寿命约为6000次，采用每天两次满充满放。为了收益最大化，在0~8点谷期第一次充电，在第一个峰期9~12点次第放电，在12:30~18:30第二次充电，以及12~22点第二次放电削峰。在14~17点用电负荷叠加了储能充电负荷。从本大耗能企业用户的储能经济分析可知，峰谷套利和降低容量电费是用户侧节能降本的最基本途径。用电行为中，峰谷负荷差大且峰值负荷出现在高峰电价期，峰期用电量大，企业配置储能收益将越大。

　　经济性看，用户侧储能的服务类型主要是参与峰谷电价、需求响应、分布式交易及虚拟电厂，或减少容量电价。其中，峰谷价差套利，仍是用户侧储能最大收益来源。据中关村储能联盟披露，0.7元/kWh是用户侧储能实现经济性的门槛价差。2023年3月，我国多个省区的一般工商业峰谷平均价差超过0.7元/kWh，包括此次调研广东、浙江在内的部分地区工商业峰谷价差甚至超过1元/kWh。因此，即使考虑到用户侧峰谷电价波动，电化学储能在我国部分省区工商业用户情景已具备经济性。在成熟电力市场中，零售商可以和用户签订峰谷电价零售合同。在零售市场尚未建立的地区，可通过政府定价的方式实施峰谷电价政策。

　五、储能聚合商

　　(虚拟电厂)场景

　　1.需求分析

　　虚拟电厂作为一种综合能源服务业务新模式，可聚合分布式发电、储能、电动汽车、可控负荷等灵活性资源，有效激励各类灵活资源参与电力市场，通过智能化运行的方式，降低用能成本，促进新能源消纳，为电力市场运营提供服务，为资源聚合商提供新的盈利模式，助力实现“碳达峰、碳中和”，在我国有着广阔的发展前景。目前，国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主。“十三五”期间，我国江苏、上海、河北、广东等地相继开展了电力需求响应和虚拟电厂试点。当前，我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段。

　　预计未来终端电气化快速提升，用电量和最大负荷呈现双极增长。据权威机构预计2025年、2030年全社会用电量达9.2、10.3万亿千瓦时，而最大负荷达到15.7、17.7亿千瓦，最大负荷增速高于用电量增速。

　　从可调负荷需求看，按照在全国构建不少于最大负荷5%的可调节负荷资源库，预计到2025年，需构建可调负荷资源库7850万干瓦。到2030年底，由于可再生能源占比提高，需构建的可调负荷资源响应能力提高，按6%计算届时资源库容量约为10620万干瓦。

　　考虑项目可行性，虚拟电厂可构建的可调资源潜力按照响应能力需求容量、投资成本按1000元/千瓦计算，预计2025年、2030年，虚拟电厂投资规模分别至少为785亿元、1062亿元。

　　2.应用场景

　　虚拟电厂是一种通过能源互联网技术，把散落在用户端的光伏、风电、燃气内燃机、微燃机、储能等电力负荷整合起来并实现协调优化，以作为特殊电厂参与电网运行和电力市场的电源协调管理系统。资源聚合商是虚拟电厂运营的关键角色。资源聚合商主要依靠互联网和大数据技术，整合优化、调度决策各层面的数据信息，增强虚拟电厂的统一协调控制能力，可以通过调节用户负荷来提供削峰填谷等辅助服务，为市场提供更多、更灵活的服务。同时，资源聚合商可以引导分布式电源、储能等分布式能源以最佳的方式参与电力市场交易，包括签订交易合约、确定竞价方式等问题，并要达到预期的利润水平。

　　虚拟电厂对内整合零售市场，对外参与电力批发市场。其市场化运营以电力市场规则、电力系统运行需求、内部成员利益等方面条件驱动，融合了物理、信息、价值等多种要素，在要素重组的基础上实现价值增值。以储能作为虚拟电厂重要资源组成，储能的主要职责是通过充放电来参与辅助服务和需求响应。最终结算时，当储能主体的购电成本减去卖电收益后若大于其参与辅助服务和需求响应所提供的收益补偿时，则储能主体应向虚拟电厂运营商支付电费;反之，虚拟电厂运营商应向储能主体支付收益补偿。

　　3.典型案例及经济性分析

　　华能浙江虚拟电厂是“浙江省首批新型电力系统试点项目”。该项目可通过智慧管控平台广泛聚集浙江省内各地的分布式电源、新型储能、充换电站、楼宇空调等多元化需求侧可调节资源。2022年11月25日，华能浙江虚拟电厂1号机组顺利完成了72小时试运行工作，代表全国首台(套)接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂。该虚拟电厂目前接入总容量为111MW，131个终端。包含有16个储能电站、2个可调节电源和113个充换电站。接入点分散在全省11个城市，可用虚拟电厂统一调控参与实时调节。华能浙江虚拟电厂实现了实时接受调度指令的突破，接入发用电资源种类极为丰富，包含了储能、充换电站、分布式发电等，后续将加入分布式光伏发电等多类型资源。

　　华能浙江虚拟电厂采用秒级快速响应的协调控制技术，实时参与电网调峰调频，实现了“源随荷动”向“源荷互动”转变。虚拟电厂的成功投用，既能使用户从辅助服务消费者向辅助服务提供者转变、降低用能成本，又能增强电网调节的灵活性。据华能集团测算，当虚拟电厂可调容量达到30万千瓦时，调节能力相当于42万千瓦的传统燃煤机组。每年可促进新能源消纳23.3亿千瓦时，节省原煤98.2万吨，降低二氧化碳排放187万吨，具有良好的经济效益和环境效益。

　六、经济性分析

　　在新型电力系统中，电化学储能可以在电源侧、电网侧、用户侧各类场景深化应用。电源侧储能主要包含新能源+储能、煤电+储能等场景，电网侧储能主要包含共享储能等场景，用户侧储能主要包含用户侧电储能、虚拟电厂等应用场景。

　　1.新能源+储能经济性欠佳。在大力发展新能源背景下，西北部地区弃电率依然偏高。电化学储能作为新能源的“稳定器”，可以提高能源在当地的消纳能力。目前，多地要求新能源强配10%～20%储能要求，但增加储能对新能源电站增加度电成本，一定程度上影响整个项目收益，同时储能实际利用率不高，经济效益欠佳，采用共享储能有利于提升区域资源利用率。

　　2.火电+储能是电力系统的中短期发展需求。调频一般是利用部分区域的“按效果收费”规则，储能项目运营商和电厂采用合同能源管理模式，目前已进入“准商业化运营”阶段，火储联合调频市场目前整体效益较好，是目前为数不多的可以实现商业闭环的储能应用场景。未来若更多调频主体加入，市场会出现饱和的情况、补偿标准也会随之降低。

　　3. 共享储能(独立储能)具有较强的发展空间。目前，储能收益主要来自风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施、容量租赁收益、辅助服务收益、优先发电权交易相关收益和参与现货市场。目前，全国多个省积极发展独立储能和共享储能项目。随着国家电力市场改革的不断发展，未来储能在多场景应用具有巨大的发展空间。

　　4.综合能源+储能在部分峰谷价差大的区域已具备盈利能力。源网荷储一体化在城市商业区、综合体、居民区进行应用，实现了峰谷套利、电网需求侧响应、提供应急备电、降低容量费用等目的。峰谷电价差进一步拉大，工商业用户配储能的套利空间逐步加大，用户侧储能在部分区域具备了盈利能力。

　　5.储能聚合商(虚拟电厂)是储能数字化技术的重要应用场景。通过虚拟电厂参加电力市场获利，经由虚拟电厂聚合商的信息和价值传递，用户可通过电能量市场和电力辅助服务市场获取对应的收益。虚拟电厂发展前景广阔。通过能量信息化技术促进储能系统技术与信息技术的深度融合，实现了储能系统的数字化和软件定义化，与云计算和大数据等互联网技术紧密融合，实现了储能系统的互联网化管控，提高了储能系统运维的自动化程度和储能资源的利用效率，充分发了挥储能系统在能源互联网中的多元化作用。(来源：能源新媒 文/杨飞 刘峰 作者供职于华电山西能源有限公司;张继广作者供职于华电电力科学研究院有限公司)