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2、发电侧商业模式:发电侧减少弃电+电力辅助服务
风电、光伏电站配置储能系统以后,通过制定合理的充放电策略可以有效避免弃电。以光伏为例,在正午时分,光伏出力往往会超过负荷曲线,在没有储能的情况下,此时只能弃电。而配置储能后则可以在此期间给储能系统充电,避免了弃电损失。在光伏出力低谷时期,则可将储能设备中的电能放出,并参与提供调峰、调频等电力辅助服务,获取响应收益。
3、电网侧商业模式:电力辅助服务收益+纳入电网成本
电力辅助服务市场正日趋完善,主要向维持电网的稳定所必须的包括电压稳定、频率稳定以及事故备用等服务提供相应的对价。
电化学储能是优质的灵活性资源,可以实时调节电力的供需“天平”保证电网稳定。同时,电化学储能还可减少或延缓电网投资,因此将其纳入输配电成本,由电网公司建设也仍然是潜在的商业模式。
电网侧储能提供辅助服务有着独特的优势:因其可布置于电网关键枢纽处,相比发电侧及用户侧的服务效率更高,且其直接接受电网调度指令,因此响应更快。
4、用户侧商业模式1:工商业峰谷价差套利+减少容量电费成本(国内)
我国对工商业用电实行分时电价政策。将一天分为谷段、平段、峰段,不同时段按照不同价格收取电费。北京普通工商业用电(1kV以内)峰谷价差、峰平价差分别为:1.0254元/kWh、0.5257元/kWh。通过配置储能在低谷电价充电,在高峰电价时放电,从而减少购买电网的高价电量,实现减少电费支出。
峰谷价差套利+减少容量电费成本:我国对于大容量工商业用电实行“容量电费+电量电费”模式,因此通过配置储能,一方面通过储能在低谷电价时充电,高峰电价时放电可减少电量电费,另一方面由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短,通过配置削减用电负荷的“高峰段”,可以减少容量电费成本。
随着电力改革的不断深化,峰谷价差的扩大将成为市场化的必然趋势。在2020年7月9日的全国能源迎峰度夏电视电话会议上,国家发改委发言人强调了将继续深化5项电力改革,其中就包括扩大分时电价的峰谷价差,并明确了推动电力峰谷分时交易电价的发展,通过市场交易机制形成并扩大峰谷价差。
目前为止已有13个省公布了最新的2021年版峰谷电价,其中10个省份的峰谷电价差较2020年进一步扩大,最大的扩大了0.1431元,最小的扩大了0.0107元。其他还有11个省份有峰谷电价差政策,但暂未公布最新数据。
5、用户侧商业模式2:充电桩起量在即,提供增量市场
以特斯拉为代表的新能源汽车引爆了全球市场,作为电动车不可或缺的充电桩,势必迎来快速增长。我国对充电桩用电一般也认定为工商业用电,同样实行峰谷电价,因此公共充电桩配套储能同样可以利用峰谷电价差减少购电成本、降低容量电价。目前典型应用场景为光-充-储一体化充电站模式,也有移动储能充电站模式。
6.用户侧商业模式3:家庭“光伏+储能”减少外购电量(海外)
海外国家居民用电电价比国内高得多,美国电价为中国的两倍,欧洲发达国家电价约为中国的3-4倍,日本电价相对最高,为中国的4.75倍。家庭用电费用成为海外家庭最主要的家庭支出之一。
海外高昂的居民电价,让家庭“光伏+储能”系统的经济性更为直接。海外家庭安装光伏发电设备后,可以在白天利用光伏设备发电供给家庭用电,从而减小外购电量。
但是单纯的户用分布式光伏系统有两点不足:
1. 发、用电曲线不匹配,光伏波动性强,白天中午时段为发电高峰期,存在发电大于用电的可能,届时只能将电力上网,获取较低售电收益甚至没有收益。
2. 发电曲线与峰谷电价时段错位,所发电力没有在高电价时使用,发电价值没有最大化。
配套储能装置以后可以在发电大于用电时或者非高峰电价时充电,在高电价时放电,从而最大程度减少外购电成本,实现光伏发电收益最大化。
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