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储能聚合虚拟电厂运营商业模式与关键技术

储能目前面临一个非常良好的发展趋势，但是缺乏详细的针对储能容量规划的测算研究。我们团队结合国内每个省份的负荷数据，构建了一个精确的小时级优化模型，进行了2025到2060年储能规模的测算分析，测算结果给出了未来2小时-10小时不同时长的储能需求。从储能规模需求的角度来看，短期短时长的储能占主导，但是随着新能源的占比越来越高，长时调节的问题越来越突出。储能未来的整体发展需求将聚焦于如何支撑长时储能的需要。

储能主要有发电侧、电网侧和用户侧三个典型的应用场景。发电侧储能目前的商业模式主要是根据新能源配储的要求，收取容量的补偿或者容量的租赁费，这是储能收益占比最大且稳定性最高的一种商业模式。在发电侧还有储能跟电源一起做联合调频的模式，早几年这种模式赚钱效益显著，在广东2018、2019年的时候，储能投资回收期只需要半年，但是调频毕竟是内卷的市场，规模量有限，所以目前来看电源端的火储联合调频已经失去了经济收益的吸引力。

电网侧独立储能收益来源主要有三类，一是独立储能可以作为共享储能为新能源提供容量租赁服务，根据我们的测算，容量租赁的收益大概会占到整个储能投资收益的一半。二是独立储能提供调频服务，可获得较为可观的经济收益，二次调频市场早期，如果有独立储能参与调频市场，赚钱效益明显，但独立储能量大以后又开始内卷起来，独立储能在二次调频这一部分的收益也会急剧下降。三是现货市场价差收益，我们希望现货市场峰谷价差能够拉大，独立储能通过一天两充两放获取相应的收益，根据目前国内几个主要现货省份的价格来做测算，现货的收益还较为有限。

用户侧的商业模式主要是峰谷套利和需量管理，经过我们的测算，用户侧的收益相对来说较为可观。这是由于电网代理购电使得峰谷价差水平较为稳定，且即使由售电公司代理购电，也有一个比较稳定的零售价格。

我今天要汇报的主题就是通过对用户侧的储能进行聚合，以虚拟电厂的形式参与到市场交易当中，通过虚拟电厂的运营使用户的负荷和储能能够更加高效地整合起来，从而为电网提供更大的价值，形成用户侧储能增量的收益。

虚拟电厂既是一个模式的问题，也是一个技术的问题，目前关注的首先是模式的问题。虚拟电厂的商业模式如何闭环是我们目前关注虚拟电厂最为核心的一个问题。虚拟电厂的作用是把无序变有序，如何把用户端的储能和用户端的负荷聚合在一起，使得原来不可控、不可调的负荷，通过加上灵活性的储能资源之后，变的可调、可控，甚至让用户负荷本身变成可调，这个是虚拟电厂想干的事情。我们从无序变有序的增量价值里面再谈如何分成收益。

如果把储能聚合成虚拟电厂去参与市场，其收益的组成可以分为五个部分：

第一，参与电能量市场。以前用户负荷由售电公司代理，以报量报价或报量不报价的模式参与电能量市场，但是以前的用户负荷对售电公司来说可调空间微小。有些地区进行了尝试，即售电用户和用户之间达成协议，用户在高价时减少用电量，为售电公司降低购电成本，额外获取的收益由二者分享。随着储能设施的应用，售电公司可以借助储能实现对用户负荷的可控干预，售电公司在参与电力现货市场时，可以结合日前和实时的价格信号，达到一个更高期望的收益场景。

第二，需求响应。需求响应和现货市场以及辅助服务市场有一定区别，需求响应往往在电网缺电的时候才会被触发。2021年至今，国内各省份缺电情况比较严重，电力安全保供不仅是国家电网和南方电网面临的重大主题，也是确保经济社会平稳运行的重要举措。需求响应的市场吸引力较大，这是由于响应度电的补贴额度很高。

在电网供需关系紧张的时候，用户每响应一度电，国内各省的政策的补贴价基本在2-10块钱左右。然而由于补贴的总额度约束，需求响应无法常态化开展，一般是夏季以及部分冬季负荷高峰的时候触发，年度触发频率在几次到几十次不等。需求响应市场的优势是跟其他的交易品种解耦，可以单独形成一个收入来源。

第三，辅助服务市场。目前从虚拟电厂角度来看，调峰市场已经开展了较大规模的实际应用，而调频市场和备用市场虽然已有相应规则支撑，但在实际应用中仍刚起步。目前虚拟电厂具备一定成熟的技术能力去参与辅助服务市场，但是市场机制有待完善。实际情况看，国内的电网建设还是比较饱和，调峰确实是电网一个非常大的痛点，但在备用和调频方面，虚拟电厂应用的空间有限。如果我们能够用一种低成本投资的方式把用户侧的负荷快速地聚合起来参与辅助服务市场，将是一个很好的应用场景。

第四，需量管理。

第五，未来的分布式交易。整个虚拟电厂聚合起来，在同一个配网等级下，就地做一些分布式的交易，该应用模式实现还需要一段时间。

基于上述商业模式，结合国内第一批和第二批现货试点地区的市场规则可以看出，当前规则已有明确的虚拟电厂准入标准，聚合后调节的容量一般在1-10MW之间。以较为先进的山西和山东地区来看，它们的电