电网侧储能商业模式
电网侧储能发展及共享储能运营模式浅析
电网侧储能发展及共享储能运营模式浅析摘要：电网结构大致可分为三类：供电侧、电网侧和用户侧。
在电网侧和用户侧的弱储能模式下，新能源发电侧的储能在政策支持下逐渐进入新能源企业投资决策的视野。
电力企业将储能技术作为缓解调峰压力、降低输变电损耗、保障电网安全的重要手段。
资源型省份也将能源储存作为杠杆投资的重要载体。
关键词：电网侧；储能发展；共享储能；运营模式1电网侧储能现状在电源侧安装储能系统，可以与各类发电设备的出力进行互补，提升电源设备外特性的稳定可控水平，从而保障电力系统的安全稳定。
在当前情况下，个别地区的电化学储能采用火电联合调频模式得到了比较好的收益，但尚未形成完备的商业模式和良好的利益共享机制。
市场空间方面，目前收益较高的联合火电调频受国家政策限制，发展空间有限。
今后电源侧储能将更趋向于新能源消纳等应用方向，即“储能+新能源”模式。
技术特性方面，风电、光伏等有各自特色的出力特性，技术上“光伏+储能”的应用壁垒更低。
光伏发电的出力以天数计算周期，相对稳定，储能设备的充放循环按日进行即可，而风电具有较明显的季节特性，如何高效、经济的配置储能系统成为一大挑战。
盈利模式方面，“储能+新能源”模式最主要的问题在于收益模式的模糊和利益分配机制不明确，储能成本的下降速度和应用场景的收益曲线也还没有达到良好契合。
2储能电站安全生产维护建议储能设备的安全生产和维护是一个系统性问题。
事故的发生往往是由许多因素的相互作用演变而来，最终导致电池滥用和热量失控。
根据国内外储能事故报告中安全激励的分类，可以从蓄电池本体、外部励磁源、运行环境和管理制度等方面加强储能安全生产管理。
（1）电池体系数仍然是储能系统安全的核心。
鉴于电池本体因素的长期演化特征，如何通过电池的内部老化机制实现储能系统安全演化趋势的预测和预警，锂电池储能系统安全管理的重点是电池间不一致性的演化及外部参数的相应变化。
受现阶段管理系统监控可靠性的限制，有必要收紧电池体的SOC范围。
用户侧储能商业模式及投资收益分析
该项目设备购置费包括电池组购置费、储能变流器购置费等，安装及调试费按 实际情况计算。根据这些费用估算出总成本约为1500万元。考虑电池寿命为 10年，年均成本约为150万元。
3、收入来源及利润分析
该项目的收入来源主要包括售电收入、租赁收入和电力市场交易收入。假设每 年卖出电力获得电费收入约100万元，租赁收入约50万元，市场交易收入约80 万元，则年均总收入为230万元。在扣除年均成本150万元后，年均利润约为 80万元。考虑到未来电力市场价格的波动和其他因素可能对利润产生影响，该 项目的投资回收期可能在5-7年之间。
一、引言
随着全球能源结构的转型，可再生能源已成为未来发展的重要趋势。然而，可 再生能源的波动性和不稳定性给能源系统的运行带来了一定的挑战。用户侧储 能技术作为一种调节电力供需平衡的手段，能够有效解决可再生能源消纳问题， 提高电力系统的稳定性。投资用户侧储能商业模式也成为越来越多企业的选择。
二、侧储能商业模式
通过理论和实验研究，我们发现：用户侧共享储能的优化配置策略需要综合考 虑储能设备的数量、规模、位置等多个因素；在纳什议价博弈过程中，各用户 通过协商和妥协，能够寻找到一个相对公平的配置方案；配置方案的优劣与用 电方式的合理性密切相关。此外，我们还发现纳什议价博弈在优化配置过程中 起到了关键作用，通过博弈后的合作方式能够实现更高的配置效率和经济效益。
1、构成
用户侧储能商业模式主要由储能系统、能源管理系统、市场交易平台三部分构 成。其中，储能系统是核心部分，包括电池、储能变流器等设备；能源管理系 统主要负责数据的采集、分析、优化，以实现能源的高效利用；市场交易平台 则为企业提供电力交易、数据分析等服务。
2、特点
用户侧储能商业模式具有以下特点：
发电侧储能的工程应用及商业模式
发电侧储能的工程应用及商业模式
主要内容
目 录一、电力系统发展的基本情况
二、能源转型与电力系统灵活性提升
三、储能在系统调峰调频中的应用
四、发电侧储能商业模式浅析
存在问题
截至2017年底，我国可再生能源发电装机达到6.5亿千瓦，同比增长14%；其中，水电装机3.41亿千瓦、风电装机1.64亿千瓦、光伏发电装机1.3亿千瓦、生物质发电装机1488万千瓦，分别同比增长2.7%，10.5%，68.7%和22.6%。
可再生能源发电装机约占全部电力装机的36.6%，同比上升2.1个百分点，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。
存在问题
我国风电持续快速发展，截至2017年底风电装机规模达到1.64亿千瓦。
单位：万千瓦
存在问题
太阳能发电增速更加迅猛，截至2017年底并网光伏装机规模达到1.3亿千瓦。
单位：万千瓦。
用户侧储能商业模式创新实践
用户侧储能商业模式创新实践用户侧储能作为一种新兴的能源解决方案，正逐渐成为能源转型的重要推手，其商业模式的创新实践尤为关键。
以下是六点，揭示用户侧储能商业模式的创新实践与探索。
一、能源即服务（Energy as a Service, EaaS）EaaS模式将储能设备、安装、运维、能源管理打包成服务提供给用户，用户按需付费。
该模式降低了用户初始，转而为运营成本，提升了接受度。
挑战在于服务的定制化与透明度，需精准匹配用户需求，确保服务质效。
二、虚拟电厂(Virtual Power Plant, VPP)用户侧储能系统聚合形成虚拟电厂，参与电力市场，提供调频、辅助服务，如削峰填谷。
通过市场机制获取收益，降低用户成本，提升储能经济性。
挑战在于市场机制、调度技术，需优化市场规则，提升响应速度与精度。
三、社区储能共享模式社区共享储能，集中式安装，多用户共享储能资源，按使用量付费。
优化成本，降低个体，提升社区整体储能效率。
挑战在分配机制，需公平性，合理计费，确保社区内用户利益平衡。
四、用户自产消一体（Prosumption）用户自产消一体，结合屋顶光伏+储能，自给自给，余电网。
此模式提高能源自给效率，降低电费，挑战在成本效益比，需优化系统设计，提高自给率，平衡回收期。
五、储能金融创新引入融资租赁、绿债、众筹等金融创新，降低用户侧储能门槛，加速部署。
挑战在风险控制，需金融产品设计，合理风险分担，提升金融产品吸引力。
六、政策激励结合结合政府补贴、税收优惠，降低储能成本，提升用户意愿。
挑战在政策持续，需政策稳定，确保市场预期，促进长期信心。
总结用户侧储能商业模式创新实践，围绕降低门槛、提高经济性、优化效益展开，EaaS、VPP、社区共享、自产消、金融创新、政策激励等模式，各具特点与挑战。
未来，需精准市场定位，优化策略，提升服务定制化，透明度，促进技术进步，匹配市场机制，确保政策稳定，推动储能商业模式创新，加速能源转型，实现用户侧储能广泛部署，推进绿色、高效、经济能源未来。
工商业储能三种投资模式测算最快4.2年回本
工商业储能三种投资模式测算最快4.2年回本随着中国经济的快速发展和源网荷储一体化项目建设的加速，属于工商业储能的爆发机遇已经到来。
当前，工商业储能的商业模式大致可以分为三种类型：业主自投模式、合同能源管理、融资租赁。
一、业主自投模式业主自投模式，即工商业企业业主自己投资，自己受益，盈利渠道主要为峰谷套利。
以浙江省内某工商业企业为例，该企业投资了一座1MW/2MWh的用户侧储能项目，工厂白天负荷稳定可完全消纳储能放电，且变压器容量满足储能充电需求。
当前，浙江省代理购电价格尖峰电价时段为9:00-11:00、15:00-17:00两个时段，低谷时段为11:00-13:00、22:00-次日8:00两个时段，根据此划分规定，浙江省工商业储能电站可以采用“低-尖”和“低-高”相互配合的单日两充两放收益模式，实现收益最大化。
以2023年8月浙江两部制大工业用电1-10kv为例，尖峰电价为1.2609元/度、高峰电价：1.0732元/度、低谷电价：0.3167元/度。
其他：根据6月份22个储能EPC项目中标情况来看，2h系统EPC 项目中标单价区间在1.376-2.226元/Wh，我们取平均中标报价1.64元/Wh来计算成本，并按90%放电深度、系统效率首年衰减5%、此后每年2%、充放电效率92%、消纳天数330天进行计算。
根据以上背景设定，该企业1MW/2MWh的工商业储能电站，通过峰谷价差套利，每年收益=放电收益-充电成本=实际放电量*峰段电价-实际充满所需电量*谷段电价=（日充放电次数*消纳天数*系统效率*总容量*充放电效率）*峰段电价-（日充放电次数*消纳天数*系统效率*总容量/充放电效率）*谷段电价代入数据计算，该储能项目前8年的峰谷套利收益=6265394.23元；取平均中标报价计算投资成本=1.64元/Wh*2000000Wh=3280000元；回本年限：总成本/(前8年的峰谷套利收益/8)=3280000/(6265394.23/8)≈4.2（年）这个例子就是一个非常典型的业主自投工商业储能商业落地的实践。
储能电站主要四种盈利模式
储能电站主要四种盈利模式一、现货价差套利：由于电力商品生产、流通及消费几乎是瞬间同时完成的，不能大量存储，电力供需必须保持实时平衡。
为了确保供电安全，需要调度机构精准管控。
所以，在电力市场交易中，根据买家提前下单的时间长短，可分为中长期市场和现货市场等。
电力中长期交易指市场主体开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。
而现货交易主要开展日前、日内、实时的电能量交易。
在我国试点建设的电力现货市场中，电力日前市场以15分钟为一个交易时段，每天96个时段。
峰谷价差套利，充电的时候以市场价充电，放电的时候作为发电机组向市场卖电。
同时享受政策优惠，不承担一些费用，每度电可以省1毛5左右。
以广东省为例，每度电价差2毛5左右，再由于减少费用，可以有3毛左右价差。
一个100MW的储能项目，每天发电两小时，假设一年发电360天，一年发电约7200KWh，一年套利价差=100MW*2*360*0.25=1800万收入。
二、容量补偿：电网侧独立储能电站容量电价机制，由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。
当前山东省执行的容量补偿，对于一个100MW/200MWh的储能电站，补偿的金额大概在600-700万左右，其他几个省可能参照这个标准。
三、容量租赁：一个100MW/200MWh的独立储能电站，投资接近4亿，需要实现年收益6000万左右，才能实现一定的投资回报。
调峰+容量租赁，或者现货价差收益+容量租赁，是目前主要的两种收益模式。
1）在未开展电力现货市场的区域，以调峰+容量租赁为主。
深度调峰市场，如无特殊支持政策，则市场可参考调峰价格约为0.2元/kWh左右，以每天一次充放电循环，全年运行330天算，调峰市场的收益为1320万元，这就意味着，需要在容量租赁市场获取4500万左右才能实现预定的收益水平。
2）在开展有现货市场的区域，以现货价差+容量租赁为主。
深度解析储能行业的商业模式与盈利模式
深度解析储能行业的商业模式与盈利模式储能行业的商业模式与盈利模式分析储能行业是指通过各种技术手段将能源储存起来，并在需要的时候释放出来供应给用户使用的一种行业。
随着可再生能源的快速发展，储能技术成为了解决能源供应不稳定的重要手段。
储能行业的商业模式和盈利模式是决定其发展前景和可持续经营的关键因素。
在这篇文章中，我们将深入解析储能行业的商业模式和盈利模式，并探讨其发展趋势。
储能行业的商业模式可以分为三类：自用型储能、扩容型储能和能源交易型储能。
自用型储能是指企业或家庭将自身产生的电能储存起来以供自己使用。
这种商业模式主要应用于企业对电能质量和可靠性要求较高的场景，如数据中心、医院和电力系统中的配电站。
自用型储能的盈利模式主要通过降低用户的电费支出和增强电网安全性来实现。
企业或家庭可以通过减少高峰期的购电来降低电费，还可以通过应对电网的电压波动和瞬时停电来提高电网的可靠性。
此外，自用型储能还可以通过参与能源市场进行电能交易来获得额外的收入。
扩容型储能是指将储能设备与可再生能源设备（如风力和太阳能发电设备）相结合，将储存的能量供应给电力网或其他用户。
这种商业模式主要应用于电力网的储能装置和大型能源项目。
扩容型储能的盈利模式主要通过运营和维护储能设备以及销售储能服务来实现。
运营和维护储能设备需要专业的技术和管理团队，可以提供设备的运行监控、故障修复和性能优化等服务。
此外，扩容型储能还可以通过与电网进行电能交易来获得收入。
通过将储存的能量按需供应给电力网，可以帮助稳定电网的负荷和频率，提高电网的稳定性和可靠性。
能源交易型储能是指将储能设备作为能源市场的参与者，通过买卖电能来获取利润。
这种商业模式主要应用于能源市场的参与者，如电力公司和能源交易平台。
能源交易型储能的盈利模式主要通过参与能源市场的电能交易来实现。
能源市场的电能价格波动较大，储能设备可以在低价时购买电能储存起来，在高价时出售电能获取利润。
同时，能源交易型储能还可以通过提供备用电力服务和调频服务来获得额外的收入。
分布式储能四种商业模式
分布式储能四种商业模式随着储能建设运营成本的下降以及分布式能源的大量开发利用，分布式储能在近年来正得到广泛关注。
与集中式储能相比，分布式储能的选址安装更加灵活便利，更易实现分布式能源的就地快速消纳。
此外，分布式储能相比于集中式储能减少了电能在线路上的损耗，减少了线路投资压力。
分布式储能在“分散”状态下易实现分布式能源就地消纳，在“聚合”状态下同集中式储能一样，仍可以实现调频调峰、延缓电网改造、提高电网运行稳定性等功。
分布式储能商业价值分析分布式储能容量一般小于10MWh，相较于集中式储能，分布式储能建设周期短、建设地点灵活、投资费用少。
上述特点决定了分布式储能在用户侧、配网侧以及分布式电源侧具有更多的应用空间。
然而，分布式储能的应用场景丰富并不意味着这些价值都可以被大规模的商业化。
因此，需要从政策层面以及项目实践经验上论述分布式储能的商业价值，表1从用户侧、配网侧、分布式电源侧分析了分布式储能主要价值点。
用户侧在用户侧领域，分布式储能技术目前的主要价值点包括峰谷价差套利、需量电费管理、需求响应补偿3个方面。
峰谷价差套利的实现主要通过用户调整自身的用电计划而获得，这是用户装设储能的主要获利方式。
对于需要支付较多容量费用的电力用户，安装储能设备可以节省容量费用，做到需量电费管理。
需求响应补偿是指储能用户通过参与需求侧响应项目获得补偿收益。
更重要的是，合适的分时电价机制和更大的峰谷电价差为储能进一步的商业化发展提供了非常有利的空间。
用户侧储能以及储能运营商可作为市场主体参与需求响应并获得收益。
配网侧在配网侧，储能技术目前的主要价值点是缓解电网阻塞、延缓配电网升级改造投资以及提高配网侧的供电可靠性。
利用储能设备灵活快速的特性，通过在阻塞区域配置储能装置不仅可以有效缓解线路重过载的问题，还可以延缓网络的升级改造，减少资源的浪费。
分布式电源侧分布式储能技术在分布式电源侧的价值点主要是减少分布式发电的随机性与波动性，保证可再生能源的平滑输出。
储能发展的几种商业模式
储能发展的几种商业模式储能技术在能源行业的发展中扮演着重要的角色，可以提高能源利用率、促进可再生能源的大规模应用以及提供应急备用电力等功能。
在储能发展的过程中，出现了一些不同的商业模式。
以下就是几种常见的储能商业模式：1.储能运营商模式储能运营商模式是指将储能设备作为一个独立的业务进行运营。
储能运营商可以从多个渠道获取储能设备，并将其部署到各个消费者的现场。
他们通过与能源市场的参与者合作，将储能设备提供给需要的用户，以实现调峰填谷、应急备用等服务，从而获得收入。
2.储能设施开发商模式储能设施开发商模式是指专门从事储能项目的企业。
他们通过与能源用户或电网公司签订协议，为其提供储能设备，满足用户的需求。
这些开发商负责设备的安装、运营和维护，并与电网公司协调好能量的输送和储存。
通过与能源用户签订长期购电协议，他们可以获得稳定的收入。
3.储能设备制造商模式储能设备制造商模式是指通过生产和销售储能设备来获取商业收入的模式。
制造商一般提供不同类型、不同规模的储能设备，以满足不同用户的需求。
他们可以与储能设施开发商合作，也可以直接向能源用户销售设备。
此外，制造商还可以提供设备的租赁和维护服务，以增加收益。
4.储能系统集成商模式储能系统集成商模式是指将储能设备与其他能源设备（如太阳能光伏系统、风力发电系统）进行集成，形成完整的能源解决方案。
集成商负责设计、安装和调试储能系统，并与其他设备进行协调运行。
他们可以向能源用户出售整套解决方案，并提供设备的维护服务。
5.虚拟电厂模式虚拟电厂模式是指将多个分布式储能设备通过智能化系统进行统一管理和运行，形成一个虚拟的电厂。
虚拟电厂可以根据能源市场的需求，调度储能设备的充放电，并将多个储能设备的容量进行整合，提供调峰填谷、备用电力等服务。
虚拟电厂一般由能源公司或第三方运营商负责运营和管理。
总之，储能发展的商业模式多种多样，可以通过储能运营商模式、储能设施开发商模式、储能设备制造商模式、储能系统集成商模式和虚拟电厂模式来实现商业化运营和产生收益。
集中式共享储能商业模式与政策分析
集中式共享储能商业模式与政策分析
“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的优化配置，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。
共享的商业模式目前在各省的储能项目中都有所涉及，它的优点也可以归纳成三点：
一、通过共享储能的模式，有利于促进新能源电量消纳；
二、共享储能有利于提高项目收益率，能够缩短投资回收周期；
三、有利于促进储能形成独立的辅助服务提供商身份。
储能的商业模式原来电源侧是自己用的，它是装在电源侧，但2019年6月份移到了电网侧由电网统一调度。
“共享储能”商业模式充分考虑到了各方需求。
对于新能源企业来说，降低了新能源配套储能的建设成本，节省了储能设施的日常运维成本，而且未来能充分享受到电网侧储能峰谷电价差收益。
对于电网企业来说，多点位集中式的中大型储能站将有利于配电网的补强、有利于电网对新能源的科学消纳。
“共享储能”商业模式可以推动储能行业经济社会效益最大化。
4月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)。
《征求意见稿》提出，目标到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦以上。
到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
现有独立储能项目高度依赖明确的政策和电力市场交易规则来解决成本回收问题，因此还需要鼓励独立储能电站参与电能量市场+辅助市场+租赁市场等多种模式，也就是将独立储能变为共享储能参与中长期交易、现货、调峰、备用等多个电力市场，全面释放储能价值。
储能发展的几种商业模式
储能应用遍布生产、生活的很多领域。
具有削峰填谷、调峰调频、断电后备、提升电能质量、稳定新能源、新能源能量时移等功能。
但无论是在发电侧、用户侧还是辅助服务等应用场景，储能商业模式仍存在不同程度的问题。
“由于技术和成本的原因，现阶段家庭储能商业化的可能性很小”，李岩表示，“将来用户侧储能主要会应用于智慧城市、智慧乡村、工业园区、医院、车站、景区等大型工商业、服务业高耗电单位以及缺电、电能质量差的地区，发挥削峰填谷、降低高峰负荷压力等作用，实现用户侧智慧能源管理”。
储能发展的几种商业模式：1、动态扩容。
我们都知道，变压器的额定容量在出厂的那一刻起就是固定的，而当电力用户由于后期某些需求的影响，造成变压器满额运行，就要进行扩容，据了解，一般地区的扩容费用都非常高，这个时候安装储能就可以实现动态扩容，避免花费大量金钱。
2、需求响应。
需求响应，说的简单点，就是用户根据电网发出的信号，改变负荷曲线的行为。
我国的电力负荷曲线有个非常明显的高峰，实行需求侧响应能有效的改善这一现象。
用户的储能设施参与需求响应后，电网会给一定的补偿费用，或者依靠峰谷价差获得收益。
有一点需要注意，参与需求响应是要接受电网的调度。
3、需量电费管理。
想要知道储能如何参与需量电费管理，首先一定要了解什么是需量电费，简单点说，就是大工业客户针对变压器收取的电费，而无论是按变压器的容量收取，还是按最大负荷收费，都无法满足用户的峰谷用电负荷特性，而储能可以进行削峰填谷，改善这一状况，减少需量电费。
4、配套工商业光伏。
随着光伏补贴的退坡，光伏企业必须寻找新的模式提高收益。
工商业光伏+储能，可以提高自发自用率，从而减轻用户的电费压力，同时也可以白天对储能电池充电，晚上放电，从而赚钱价差。
5、峰谷价差。
相信很多人对这个盈利模式一点也不陌生，目前大部分企业的盈利来源就是峰谷价差。
据很多企业透露，当电差达到7毛以上，储能就有盈利的可能性。
储能系统的主要模式有配置在电源直流侧的储能系统、配置在电源交流侧的储能系统和配置在负荷侧储能系统等。
广东储能 盈利模式
广东储能盈利模式摘要：一、广东储能概述二、广东储能的盈利模式三、广东储能的经济效益分析四、未来发展前景及挑战正文：一、广东储能概述广东储能作为我国储能产业的重要发展地区，具有优越的地理位置和政策支持。
近年来，广东储能产业得到了快速发展，形成了以锂电池、钠硫电池和镁空气电池等为代表的储能技术体系。
同时，广东储能项目在用户侧、电网侧和发电侧等多个领域得到了广泛应用，为推进能源转型和实现可持续发展做出了积极贡献。
二、广东储能的盈利模式1.用户侧储能盈利模式在用户侧，广东储能项目主要通过峰谷电价差异进行套利。
用户在谷时段充电，然后在峰时段放电，以降低用户的电费支出。
此外，用户侧储能还可以通过参与需求响应和辅助服务市场，为用户创造额外收益。
2.电网侧储能盈利模式在电网侧，广东储能项目主要通过提供调峰、调频、备用和黑启动等辅助服务，获得相应的收益。
同时，电网侧储能还可以通过优化电网运行方式，提高电力系统的安全性和稳定性，降低系统运行成本。
3.发电侧储能盈利模式在发电侧，广东储能项目主要通过平滑发电输出，提高发电设备的出力利用率，从而增加发电收益。
此外，发电侧储能还可以通过参与电力市场交易，获取电价差收益。
三、广东储能的经济效益分析广东储能项目在实现盈利的同时，还具有显著的经济效益。
首先，储能项目可以提高电力系统的运行效率，降低社会综合成本。
其次，储能项目可以促进可再生能源的发展，推动能源结构转型。
最后，储能项目可以提高能源安全水平，减少对传统化石能源的依赖。
四、未来发展前景及挑战广东储能产业在未来具有巨大的发展潜力，但同时也面临着一些挑战。
首先，储能技术需要不断创新和突破，提高储能设备的性能和降低成本。
其次，政策和市场环境需要进一步完善，为储能项目提供稳定的收益预期和政策支持。
电化学储能商业模式及经济性分析
电化学储能商业模式及经济性分析电化学储能，简单来说，就是把电能存储起来，以便在需要的时候再释放出来。
这种技术近年来越来越受到关注，尤其是在可再生能源快速发展的背景下。
今天，我们来聊聊电化学储能的商业模式和经济性分析，看看它是怎么影响我们的生活和经济的。
一、商业模式分析1.1 电力市场参与者在电力市场中，电化学储能的角色日益重要。
它不仅可以帮助平衡电网负荷，还能在电价低时储电，在电价高时放电，从而实现收益。
这种“套利”行为，让储能系统成了电力市场的“智慧调节器”。
想象一下，白天太阳能发电多，电价便宜，储能系统把电存起来；晚上需求高，电价上涨，储能系统再把电释放出来，既满足了用户需求，也为自己带来了利润。
1.2 商业合作模式除了参与市场交易，电化学储能还可以和其他商业模式结合。
比如，和光伏系统捆绑销售，用户可以同时购买光伏发电和储能系统，形成一个完整的解决方案。
这样不仅降低了用户的电费，还提高了系统的自给自足率。
此外，储能系统还能为电动车充电站提供支持，帮助解决充电高峰期的电力需求。
二、经济性分析2.1 成本构成电化学储能的经济性，首先要看成本构成。
电池的初始投资、运行维护成本以及电池的寿命都是关键因素。
以锂离子电池为例，虽然初期投入比较高，但随着技术进步和生产规模扩大，成本正在逐渐下降。
同时，电池的使用寿命也在不断延长，很多高质量电池的循环寿命可以达到3000次以上，这样算下来，每次充放电的成本就会显得相对低廉。
2.2 支持相关部门的也是影响经济性的重要因素。
在很多国家，相关部门对电化学储能系统提供了各种补贴和激励措施，鼓励企业和个人投资储能。
这些不仅能减轻初期投资负担，还能提高储能系统的整体经济性。
比如，一些地方相关部门会为购买储能系统的家庭提供税收减免或者直接补贴，这让很多家庭都愿意尝试。
2.3 市场前景电化学储能的市场前景十分广阔。
随着可再生能源比例的提升，电网的稳定性变得愈发重要，而电化学储能正好能为此提供解决方案。
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电网侧储能商业模式
随着储能技术的进步以及电动汽车大规模推广带来的动力电池产能升级，电化学储能的成本快速下降，储能技术已逐步应用于电力系统各个环节。
2018年，中国多个省部署电网侧储能示范项目，电网侧储能规模快速提升，但目前尚缺乏成熟的商业模式。
文章从储能在电力系统应用价值的角度详细分析了电网侧储能的应用场景，结合典型国家电网侧储能政策环境和中国电力体制改革情况分析，考虑投资主体、成本、电价等因素，研究提出中国电网侧储能潜在的典型商业模式及相关政策建议，引导电网侧储能健康有序发展。
电网侧储能应用场景划分
国内外对电网侧储能的界定没有统一定义，提出广义和狭义的电网侧储能概念，广义的电网侧储能属于储能资源的概念，用于能源电力规划及电网规划以及商业模式设计，狭义的电网侧储能属于电网设施的概念，在项目管理和政策执行中便于明确实施对象。
为更好利用电网侧储能，有必要将其应用场景进行细分，分为5大类，分别为保障故障和异常运行下的系统安全、保障输配电功能、提供调频等辅助服务、移峰填谷和提高新能源利用水平，如表1所示。
表1 电网侧储能应用场景划分
电网侧储能商业模式分析
对美国、欧洲、日本、澳大利亚等典型国家的储能政策进行了分析，主要体现在财政补贴、税收融资、市场机制、价格机制等方面，中国储能政策主要体现在辅助服务市场规则、接入规范、需求侧响应等方面。
我国电网侧储能尚缺乏成熟的商业模式，结合中国政策要求和电力体制改革情况，考虑投资主体、投资回收机制、业务监管机制等因素，电网侧储能的潜在商业模式可分为输配电成本监管模式和竞争性业务模式两大类。
输配电成本监管模式适用于保障故障或异常运行下的系统安全和保障输配电功能两类场景的电网侧储能应用，按照投资回收方式不同，该商业模式又可细分为有效资产回收模式和租赁模式。
有效资产回收模式由于资产要进入输配电价核算，因此只能由业务受到监管的电网主业投资；租赁模式可由社会资本投资，但租赁费用由价格主管部门负责核定和监管。
图1 电网侧储能潜在商业模式
竞争性业务模式适用于提供调频等辅助服务、移峰填谷和提高新能源利用水平三类场景的电网侧储能应用，按照投资回收方式不同，该商业模式又可细分为合同能源管理模式、两部制电价模式、辅助服务市场模式、现货交易市场模式和综合模式。
竞争性业务模式由可参与市场竞争的社会资本投资，业务受输配电价监管的电网主业不允许投资。
各商业模式的关系示意图如图2~图6所示。
图2 合同能源管理模式图3 两部制电价模式
图4 辅助服务市场模式图5 现货交易市场模式
图6 综合模式
为引导电网侧储能在电力系统中合理应用，发挥其应有价值，建议在规划、并网管理、技术标准、市场和监管机制、研究示范等方面还需要政策制定完善和相关工作推进。