儲能是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備，是實現“雙碳”目標的重要支撐，也是催生國內能源新業(yè)態(tài)、搶占國際戰(zhàn)略新高地的重要領域。我國電化學儲能已開始由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡，電化學儲能技術創(chuàng)新取得了長足進步，“新能源+儲能”、常規(guī)火電配置儲能、共享儲能等應用場景不斷涌現，商業(yè)模式逐步拓展。
然而，電化學儲能系統仍處于快速發(fā)展階段尚未成熟，不同儲能應用場景下的商業(yè)模式也在探索中，已投或正建儲能項目在商業(yè)運營及效益回收等方面面臨諸多難題，亟需開展新型電力市場中電化學儲能商業(yè)模式研究。
在新型電力系統中，電化學儲能可以在電源側、電網側、用戶側各類場景深化應用。電源側儲能主要包含新能源+儲能、煤電+儲能等場景，電網側儲能主要包含共享儲能等場景，用戶側儲能主要包含用戶側電儲能、虛擬電廠等應用場景。
一、新能源+儲能場景
1.需求分析
截至2023年底，全國風光發(fā)電量占比約為15%。根據國家能源局綜合司發(fā)布的《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》預測，2025年我國風光發(fā)電量占比要達到16.5%左右。
2023年全國風電、光伏的利用率分別為97.3%、98%，棄風最嚴重的地區(qū)為蒙西，風電利用率僅有93.2%，其次為青海和河北，風電利用率均低于95%;棄光最嚴重的省份為西藏，光伏利用率僅有78%，其次為青海，光伏利用率為91.4%。目前已有超20個省份要求或建議新能源電站配置儲能，配置比例約10%，配置時長約為2h。在新能源裝機大幅增長的驅動下，新能源+儲能有望迎來加速發(fā)展。預計2025年我國發(fā)電側儲能新增裝機規(guī)模達到70GWh，2030年將達到319GWh。
2.應用場景
新能源風、光發(fā)電工程中配置一定容量的鋰電池儲能系統，可顯著提高新能源發(fā)電的消納水平。儲能系統的容量/功率的優(yōu)化配置可最大程度提高儲能系統的利用效率和經濟性，同時將新能源風電、光伏的棄電率降低到設定的目標值。新能源配儲能電站，一般采用預制艙戶外布置方式，選用直流側最高電壓1500V方案，電池集裝箱，采用非步入式結構設計，變流器升壓艙接入電池集裝箱，組成儲能單元后通過電站母線線路送出。儲能電站整站配置一套儲能監(jiān)控系統和一套協調控制系統，實現整個儲能電站的監(jiān)控、能量管理和調峰調頻等功能。
儲能與新能源耦合主要作用：(1)提高新能源電站的計劃跟蹤曲線精度。根據所計劃的新能源電站的發(fā)電出力曲線，通過EMS控制儲能系統的充放電過程，使得電站的實際功率輸出盡可能的接近計劃出力，從而增加光伏電站功率輸出的確定性。
(2)能量搬移參與電網調峰，減少棄光限發(fā)。通過新能源增加儲能，新能源電站可以具備抽水蓄能一樣的調峰能力，且具有快速的負荷響應能力，可以緩解電網的調峰壓力，特別適合午間的填谷。根據系統負荷的峰谷特性，在負荷低谷期儲存多余的能量，在負荷高峰期釋放儲，通過能量搬移，提升新能源電站光伏容配比，減少棄光;在白天光伏大發(fā)時段，為減少棄光采用削峰填谷模式，其他時段或陰天情況下在不發(fā)生棄電時，可采用平滑出力、跟蹤計劃、參與調頻模式。
(3)參與電網一次、二次調頻服務。通過配置儲能系統，利用儲能的快速功率雙向調度能力，參與電網的一次和二次調頻，提高電網的頻率穩(wěn)定性。在新能源電站建設一定量的儲能系統，將能夠迅速并有效地解決區(qū)域電網調頻資源不足的問題，提高新能源的消納，改善電網運行的可靠性及安全性。在條件允許的情況下，參與輔助服務市場獲取收益。
3.典型案例及經濟性分析
以某176MWp光伏發(fā)電項目為例，為滿足新能源接入帶來的系統平衡，配套建設一座50MW/100MWh電化學儲能電站，各儲能系統以電纜線路接至35kV母線，并經過220/35kV變壓器升壓到220kV接入系統。儲能系統靜態(tài)投資約22333.40萬元，動態(tài)投資22696.88萬元。
根據《關于開展儲能設施示范應用的實施意見》，同時結合電網峰谷時長，項目年運行小時數暫按600h(每天放電2h，年運行300天考慮)，年運行小時考慮每年3%的增長率。燃煤機組標桿上網電價0.4153元/kWh。調峰輔助服務價格按當地輔助服務價格上限：低谷電價時段填谷調峰400元/兆瓦時，高(尖)峰電價時段削峰調峰500元/兆瓦時測算。本項目全部投資財務內部收益率(稅前)為7.98%，財務凈現值為4363萬元(Ic=5%);全部投資財務內部收益率(稅后)為6.42%，財務凈現值為1967萬元(Ic=5%);資本回收期11.5年。總投資收益率為3.72%，項目資本金凈利潤率為6.98%。
新能源強制配儲的政策成為儲能市場蓬勃發(fā)展的重要驅動力。然而，隨著首批并網的新能源配儲項目運營來看，存在利用率不高、增加發(fā)電企業(yè)建設成本等問題，目前行業(yè)整體運營效益欠佳。據中電聯2023年統計，新能源配儲能利用系數僅為9%。
以100MW的磷酸鐵鋰電池為例，當前2小時系統EPC成本在1500元/kWh左右，4小時系統成本在1300元/kWh左右。100MW光伏電站(初始投資4億元左右)配置10%、2小時儲能項目，其初始投資成本將增加7.5%(3000萬元);配建20%、2小時儲能項目，初始成本將增加15%(6000萬元)。
目前的強制配儲項目，更多地是為滿足新能源項目并網條件而建設的，可獲得收益較為有限，難以完全反映儲能所具備的多重價值，導致了儲能項目經濟性較差、成本疏導不暢和社會投資意愿低。新能源配置儲能的關鍵不在于比例，而在于沒有建立起相應的價值與成本疏導途徑，使儲能在充分發(fā)揮價值的同時自然能夠盈利，新能源強制配儲本質上是一種計劃手段，并不是一條長遠之路。從長遠來看，新能源強制配儲只能是過渡性政策，長效的市場機制才是儲能行穩(wěn)致遠的根本保障。如果與儲能價值相匹配的電力市場機制能夠逐步建立和完善，新能源配儲政策所帶來的問題就有望逐步得到解決。
二、煤電+儲能場景
1.需求分析
燃煤發(fā)電仍然是中國電力的主要來源。截至2023年底，我國煤電發(fā)電裝機容量11.65億千瓦，占總裝機容量的比重雖然下降到了約39.9%，但發(fā)電量的占比仍然高達57.9%。目前，全國電網調頻是以火電機組為主，但由于其響應時間長、調頻速率低，只適合幅度較大、方向較單一的調頻情形。在可再生能源發(fā)電大規(guī)模接入電網后和用電負荷加大、波動更劇烈的情況下，火電調頻難以準確滿足這種小幅度、高頻率的調頻需求。當前，優(yōu)質調頻資源非常少，且電網的負荷波動比較大，電網的負荷和火電廠之間的出力偏差就會導致頻率的偏移，靠現有燃煤機組的慣性調節(jié)不能滿足要求。
煤儲聯調是煤電和儲能共同對電網調頻指令進行出力。煤電機組靈活性不足，從爬坡速率這一指標看，煤電機組的爬坡速率一般只有2%～5%/分，遠低于燃氣機組20%/分和水電的50%～100%/分。
通過煤電+儲能聯合調頻的方式，能夠發(fā)揮儲能快速響應優(yōu)勢，從技術上提升煤電機組響應速度，提高煤電對電力系統的響應能力。
2.應用場景
煤電+儲能系統是一個由多個電池組集成的大容量電源系統。機組調頻降低負荷時，電儲能裝置處于充電運行狀態(tài)，由發(fā)電廠6kV廠用電系統經干式變壓器，由6kV/10kV電壓降至0.4kV(由PCS交流側電壓確定)，經整流裝置整流成直流對電池充電，消耗電能。當機組調頻增加負荷時，電儲能裝置處于放電運行狀態(tài)，直流電池組經逆變器轉換成交流50Hz電源，經干式變壓器注入發(fā)電廠6kV/10kV廠用電系統，釋放電能。由于電儲能系統從0到最大出力的響應時間僅為數百毫秒，從而可以實現火力燃煤電廠的快速調節(jié)。
煤電+儲能輔助調頻對儲能電池性能有較高要求，AGC調頻對儲能電池高頻度、高強度電能充放的要求包括：高倍率特性、高爬坡特性，快速響應能力，能效比強、溫升安全可控、壽命長等。儲能將大幅提升煤電機組調頻性能，增加調頻里程和補償收益，同時在減少設備啟停和負荷的升降、降低煤耗、延緩設備磨損、增加運行安全性等方面具有間接價值。
3.典型案例及經濟性分析
以兩臺600MW級國產超超臨界燃煤發(fā)電機組配置基于磷酸鐵鋰電池技術的18MW/9MWh儲能系為例，工程靜態(tài)投資6313.34萬元，動態(tài)投資6331.39萬元，單位千瓦投資為3517元/kW。
收益方面，調頻收益計算AGC調頻輔助服務補償增量收益(月度，含稅)=每月AGC調頻輔助服務里程補償收益+每月AGC調頻輔助服務容量補償增量收益-項目用地租金(第三方投資時應計入)-儲能系統每月用電費用。通過測算，AGC調頻輔助服務補償增量收益13.23萬元/天;耗電成本：系統入口和出口安裝電能計量表，兩表差值為項目自身耗電量，電價按照電廠上網標桿電價計，兩者乘積即為耗電成本;儲能系統日運行損耗約為16.3MWh，按照電廠標桿上網電價0.453元/kWh計算，暫定項目日耗電費用為0.73839萬元;未進行儲能調頻改造前機組的調頻收益加權平均值為6.66萬元/天;每年運行天數為336天;AGC調頻輔助服務補償增量收益(年度，含稅)=每年AGC調頻輔助服務里程補償收益+每年AGC調頻輔助服務容量補償增量收益;首年調頻輔助服務補償增量營業(yè)收入(不含增值稅)為1599萬元，往后每年年調頻輔助服務補償增量收益為1929萬元，經財務測算后，年利潤約1290萬元，投資回收期(稅后)為4.92年，總投資收益率為19.96%，經濟效益較好。儲能系統投運后，大大提高了機組運行效率，降低了機組排放，延長了機組使用壽命，降低了機組故障率?？傮w來看，煤電+儲能總體市場相對小、部分早期發(fā)展較快區(qū)域趨于飽和，補償標準表現出降低趨勢。
三、共享儲能
(獨立儲能)場景
1.需求分析
共享儲能，即單一實體儲能電站通過市場化交易在同一時刻為兩個及兩個以上發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)或電力用戶提供儲能服務的商業(yè)模式。2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合印發(fā)了《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，鼓勵投資建設共享(獨立)儲能電站。其后，青海、湖南、山東、浙江、河南、內蒙古等20多個地方能源主管部門相繼出臺了配套政策，把共享儲能作為開發(fā)建設儲能電站的重要方向，同時把配建儲能作為新能源并網或核準的前置條件。
據國家能源局數據披露，截至2024年上半年，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達4444萬千瓦/9906萬千瓦時，其中共享(獨立)儲能電站裝機占比達到45.3%。
2.應用場景
共享儲能在電網中應用可以提升電網調峰能力，根據電源和負荷的變化情況，儲能系統可以及時可靠地響應調度指令，并根據指令改變其出力水平。電網輔助服務一般分為容量型和功率型服務。共享儲能以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行全網優(yōu)化，交由電網進行統一協調，推動各端儲能能力全面釋放。
商業(yè)應用場景大致可以歸納為以下幾類。一是為新能源電站提供儲能能力租賃服務，獲取租賃收益。這是目前大部分獨立共享儲能電站最主要的收益來源。二是通過與新能源電站進行雙邊競價或協商交易，通過發(fā)現儲能電站“蓄水池”作用進行“低充高放”，降低新能源電站棄電率，實現雙方利益共享和分攤。
這主要在青海等新能源消納形勢嚴峻的省份應用為主。三是通過單邊調用，參與電力輔助服務，儲能電站獲取調峰、調頻輔助服務費等。這主要以山東、青海、甘肅等省份為主。四是在電力現貨試點省份，通過參與電力現貨電能量市場，實現峰谷價差盈利。山東已經開始試行。
3.典型案例及經濟性分析
案例1：以山東某發(fā)電廠獨立儲能電站項目為例。
項目規(guī)劃總規(guī)模為101MW/206MWh，其中磷酸鐵鋰電池系統容量為100MW/200MWh，鐵鉻液流電池系統為1MW/6MWh。項目于2022年6月發(fā)起，2023年4月28日并網投運，2023年6月30日全容量投入商業(yè)運營。項目靜態(tài)投資4.56億元，動態(tài)投資4.6億元。
收益估算。一是峰谷電價差收益。按照山東電網2022年現貨交易平臺統計，平均充電價格為0.11元/kWh，平均放電價格為0.51元/kWh，充電時容量電費執(zhí)行峰谷分時，按照一年進行300次充放電、充放電效率為90%(高壓級聯加液冷系統轉換效率高)測算，全年現貨交易收益約2068萬元。實際上，考慮到季節(jié)因素對峰谷價差的影響，收益約1500萬元。二是共享租賃收益。目前山東省獨立儲能租賃價格區(qū)間在270～330元/kW·年。采取“系統內定低價+系統外議高價”租賃模式，共享租賃年收益可達2727萬元以上。目前，該電廠儲能調峰項目已與系統內7家新能源項目簽訂了租賃協議，最早將于2024年10月獲得租賃收益。但這部分租賃費存在拖欠的風險。三是容量補償電價收益。容量補償電價60元/kW·年，容量補償年收益606萬元。
案例2：某共享儲能項目是山東省首批調峰類儲能示范項目之一。項目總占地面積約30畝，總體建設規(guī)模為101兆瓦/202兆瓦時，其中包括100兆瓦/200兆瓦時磷酸鐵電池儲能系統，同步建設1兆瓦/2兆瓦時液流電池儲能系統，動態(tài)總投資42035萬元。2021年12月20日項目投運后，為電網運行提供調峰、備用、黑啟動、需求響應支撐等多種服務，極大提升了傳統電力系統的靈活性、經濟性和安全性。
投產運行以來，調度指令執(zhí)行完成率100%。該儲能項目電站參與了電網削峰填谷，充電時段分別為03:00—05:00和13:00—16:00，放電時段分別為08:30—11:30和18:00—21:00。截至2023年3月底，該儲能項目已持續(xù)安全平穩(wěn)運行466天，累計充、放電量分別為80000MWh、64000MWh，即在山東電網低谷負荷時段消納省內新能源電量80000MWh，同時在尖峰時期增加了64000MWh的電網電力供應能力?？梢缘贸觯y計期間配儲電站的綜合效率為80%，等效利用系數為12.75%。
現行政策下，2023年該儲能項目收益主要包括：(1)參與電力市場現貨交易。參考2022年山東省現貨交易價格統計平均價差為333.8元/MWh，考慮實際操作因素可按照70%折算，估計2023年收益約1400萬元。(2)共享租賃收益。按照統計數據，滿租狀態(tài)下預計容量租賃年收入3000萬元。(3)容量補償收益?，F貨市場容量補償電價補償標準為60元/千瓦·年，預計容量補償收入606萬元。年收益共5006萬元，運營成本按照10年更換電池測算全年約3840萬元，預計年收益1160萬元。
共享儲能項目通過參與容量租賃、現貨市場、輔助服務市場、容量補償等，提升了項目收益率，經濟性主要受不同區(qū)域政策與市場影響，可落地收益品種和價格相差較大。
四、綜合能源+儲能場景
1.需求分析
根據“十四五”規(guī)劃預測，用戶側儲能新增裝機功率規(guī)模達10GWh級，隨著近期各省市出臺的電價政策，峰谷電價差進一步拉大，工商業(yè)用戶配儲能的套利空間逐步加大。在政策的驅動下，配置儲能容量和時長逐漸增加，用戶側儲能的滲透率逐漸增加。
2.應用場景
用戶側主要商業(yè)模式是參與峰谷套利、電網需求側響應、提供應急備電等多種功能。一是在工商業(yè)儲能領域、需求側響應、充電站擴容、柴油機替代、家庭儲能等眾多用戶側方面有著較大的應用價值。二是解決終端用戶低電壓、臺區(qū)重過載等，一定程度上緩解了高峰期“細導線、小配變、小主變”等卡脖子設備過流燒毀的風險。三是用戶側儲能可以實現容量電費管理，解決了老舊小區(qū)的電力線路擴容問題，以及電動汽車充電介入給電網帶來沖擊的問題，延緩配電網升級，同時可實現削峰填谷、降低電量電費。
3.典型案例及經濟性分析
以某耗能企業(yè)為例分析。該企業(yè)安裝的專變容量為8000kVA，最大用電負荷為6300kW。經測算，選擇按變壓器固定容量繳納基本電費，月基本電費為18.4萬元;選擇按最大需量繳納基本電費，月基本電費為20.16萬元，因此儲能削減最大需量不能節(jié)省基本電費。
采用磷酸鐵鋰電池，性能保證充放電循環(huán)壽命約為6000次，采用每天兩次滿充滿放。為了收益最大化，在0~8點谷期第一次充電，在第一個峰期9~12點次第放電，在12:30~18:30第二次充電，以及12~22點第二次放電削峰。在14~17點用電負荷疊加了儲能充電負荷。從本大耗能企業(yè)用戶的儲能經濟分析可知，峰谷套利和降低容量電費是用戶側節(jié)能降本的最基本途徑。用電行為中，峰谷負荷差大且峰值負荷出現在高峰電價期，峰期用電量大，企業(yè)配置儲能收益將越大。
經濟性看，用戶側儲能的服務類型主要是參與峰谷電價、需求響應、分布式交易及虛擬電廠，或減少容量電價。其中，峰谷價差套利，仍是用戶側儲能最大收益來源。據中關村儲能聯盟披露，0.7元/kWh是用戶側儲能實現經濟性的門檻價差。2023年3月，我國多個省區(qū)的一般工商業(yè)峰谷平均價差超過0.7元/kWh，包括此次調研廣東、浙江在內的部分地區(qū)工商業(yè)峰谷價差甚至超過1元/kWh。因此，即使考慮到用戶側峰谷電價波動，電化學儲能在我國部分省區(qū)工商業(yè)用戶情景已具備經濟性。在成熟電力市場中，零售商可以和用戶簽訂峰谷電價零售合同。在零售市場尚未建立的地區(qū)，可通過政府定價的方式實施峰谷電價政策。
五、儲能聚合商
(虛擬電廠)場景
1.需求分析
虛擬電廠作為一種綜合能源服務業(yè)務新模式，可聚合分布式發(fā)電、儲能、電動汽車、可控負荷等靈活性資源，有效激勵各類靈活資源參與電力市場，通過智能化運行的方式，降低用能成本，促進新能源消納，為電力市場運營提供服務，為資源聚合商提供新的盈利模式，助力實現“碳達峰、碳中和”，在我國有著廣闊的發(fā)展前景。目前，國內虛擬電廠仍處于初級階段，以試點示范為主。“十三五”期間，我國江蘇、上海、河北、廣東等地相繼開展了電力需求響應和虛擬電廠試點。當前，我國虛擬電廠正處于邀約型向市場型過渡階段。
預計未來終端電氣化快速提升，用電量和最大負荷呈現雙極增長。據權威機構預計2025年、2030年全社會用電量達9.2、10.3萬億千瓦時，而最大負荷達到15.7、17.7億千瓦，最大負荷增速高于用電量增速。
從可調負荷需求看，按照在全國構建不少于最大負荷5%的可調節(jié)負荷資源庫，預計到2025年，需構建可調負荷資源庫7850萬干瓦。到2030年底，由于可再生能源占比提高，需構建的可調負荷資源響應能力提高，按6%計算屆時資源庫容量約為10620萬干瓦。
考慮項目可行性，虛擬電廠可構建的可調資源潛力按照響應能力需求容量、投資成本按1000元/千瓦計算，預計2025年、2030年，虛擬電廠投資規(guī)模分別至少為785億元、1062億元。
2.應用場景
虛擬電廠是一種通過能源互聯網技術，把散落在用戶端的光伏、風電、燃氣內燃機、微燃機、儲能等電力負荷整合起來并實現協調優(yōu)化，以作為特殊電廠參與電網運行和電力市場的電源協調管理系統。資源聚合商是虛擬電廠運營的關鍵角色。資源聚合商主要依靠互聯網和大數據技術，整合優(yōu)化、調度決策各層面的數據信息，增強虛擬電廠的統一協調控制能力，可以通過調節(jié)用戶負荷來提供削峰填谷等輔助服務，為市場提供更多、更靈活的服務。同時，資源聚合商可以引導分布式電源、儲能等分布式能源以最佳的方式參與電力市場交易，包括簽訂交易合約、確定競價方式等問題，并要達到預期的利潤水平。
虛擬電廠對內整合零售市場，對外參與電力批發(fā)市場。其市場化運營以電力市場規(guī)則、電力系統運行需求、內部成員利益等方面條件驅動，融合了物理、信息、價值等多種要素，在要素重組的基礎上實現價值增值。以儲能作為虛擬電廠重要資源組成，儲能的主要職責是通過充放電來參與輔助服務和需求響應。最終結算時，當儲能主體的購電成本減去賣電收益后若大于其參與輔助服務和需求響應所提供的收益補償時，則儲能主體應向虛擬電廠運營商支付電費;反之，虛擬電廠運營商應向儲能主體支付收益補償。
3.典型案例及經濟性分析
華能浙江虛擬電廠是“浙江省首批新型電力系統試點項目”。該項目可通過智慧管控平臺廣泛聚集浙江省內各地的分布式電源、新型儲能、充換電站、樓宇空調等多元化需求側可調節(jié)資源。2022年11月25日，華能浙江虛擬電廠1號機組順利完成了72小時試運行工作，代表全國首臺(套)接入調度系統參與實時響應調節(jié)的虛擬電廠。該虛擬電廠目前接入總容量為111MW，131個終端。包含有16個儲能電站、2個可調節(jié)電源和113個充換電站。接入點分散在全省11個城市，可用虛擬電廠統一調控參與實時調節(jié)。華能浙江虛擬電廠實現了實時接受調度指令的突破，接入發(fā)用電資源種類極為豐富，包含了儲能、充換電站、分布式發(fā)電等，后續(xù)將加入分布式光伏發(fā)電等多類型資源。
華能浙江虛擬電廠采用秒級快速響應的協調控制技術，實時參與電網調峰調頻，實現了“源隨荷動”向“源荷互動”轉變。虛擬電廠的成功投用，既能使用戶從輔助服務消費者向輔助服務提供者轉變、降低用能成本，又能增強電網調節(jié)的靈活性。據華能集團測算，當虛擬電廠可調容量達到30萬千瓦時，調節(jié)能力相當于42萬千瓦的傳統燃煤機組。每年可促進新能源消納23.3億千瓦時，節(jié)省原煤98.2萬噸，降低二氧化碳排放187萬噸，具有良好的經濟效益和環(huán)境效益。
六、經濟性分析
在新型電力系統中，電化學儲能可以在電源側、電網側、用戶側各類場景深化應用。電源側儲能主要包含新能源+儲能、煤電+儲能等場景，電網側儲能主要包含共享儲能等場景，用戶側儲能主要包含用戶側電儲能、虛擬電廠等應用場景。
1.新能源+儲能經濟性欠佳。在大力發(fā)展新能源背景下，西北部地區(qū)棄電率依然偏高。電化學儲能作為新能源的“穩(wěn)定器”，可以提高能源在當地的消納能力。目前，多地要求新能源強配10%～20%儲能要求，但增加儲能對新能源電站增加度電成本，一定程度上影響整個項目收益，同時儲能實際利用率不高，經濟效益欠佳，采用共享儲能有利于提升區(qū)域資源利用率。
2.火電+儲能是電力系統的中短期發(fā)展需求。調頻一般是利用部分區(qū)域的“按效果收費”規(guī)則，儲能項目運營商和電廠采用合同能源管理模式，目前已進入“準商業(yè)化運營”階段，火儲聯合調頻市場目前整體效益較好，是目前為數不多的可以實現商業(yè)閉環(huán)的儲能應用場景。未來若更多調頻主體加入，市場會出現飽和的情況、補償標準也會隨之降低。
3. 共享儲能(獨立儲能)具有較強的發(fā)展空間。目前，儲能收益主要來自風電、光伏發(fā)電項目優(yōu)先租賃共享儲能設施、容量租賃收益、輔助服務收益、優(yōu)先發(fā)電權交易相關收益和參與現貨市場。目前，全國多個省積極發(fā)展獨立儲能和共享儲能項目。隨著國家電力市場改革的不斷發(fā)展，未來儲能在多場景應用具有巨大的發(fā)展空間。
4.綜合能源+儲能在部分峰谷價差大的區(qū)域已具備盈利能力。源網荷儲一體化在城市商業(yè)區(qū)、綜合體、居民區(qū)進行應用，實現了峰谷套利、電網需求側響應、提供應急備電、降低容量費用等目的。峰谷電價差進一步拉大，工商業(yè)用戶配儲能的套利空間逐步加大，用戶側儲能在部分區(qū)域具備了盈利能力。
5.儲能聚合商(虛擬電廠)是儲能數字化技術的重要應用場景。通過虛擬電廠參加電力市場獲利，經由虛擬電廠聚合商的信息和價值傳遞，用戶可通過電能量市場和電力輔助服務市場獲取對應的收益。虛擬電廠發(fā)展前景廣闊。通過能量信息化技術促進儲能系統技術與信息技術的深度融合，實現了儲能系統的數字化和軟件定義化，與云計算和大數據等互聯網技術緊密融合，實現了儲能系統的互聯網化管控，提高了儲能系統運維的自動化程度和儲能資源的利用效率，充分發(fā)了揮儲能系統在能源互聯網中的多元化作用。(來源：能源新媒 文/楊飛 劉峰 作者供職于華電山西能源有限公司;張繼廣作者供職于華電電力科學研究院有限公司)
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