北极星火力发电网讯:当前储能基本配置在“源”侧和“网”侧，在“荷”侧有个别用户投资自建储能，规模总量基本可以忽略不计。这种或依附于“源”、或依附于“网”、或依附于“荷”的“储”只为依附方服务，不能成为独立一极。这样的“源网荷储”电力系统实质上是加强版的“源网荷”电力系统，主角依然是“源网荷”，“储”只是“源网荷”各自的小跟班。“储”在其间没有地位，没有发言权。新型电网是“源网荷储”四维互动的关系，迫切需要明确及提升“储”的地位，各方平等，传统电力系统才能本质升级，构建为面向未来的“源网荷储”四维融合互动的新型电力系统。
构建“源网荷储”四维融合互动
新型电力系统的一种思路
一、传统电力系统迫切需要本质升级
传统电力系统由“源网荷”三者组成，为最大化利用清洁电力，平滑清洁电力的“间歇性、波动性”，稳定电源供应，储能成为解决问题的关键。传统的“源网荷”电力系统由此变为“源网荷储”电力系统。
当前储能基本配置在“源”侧和“网”侧，在“荷”侧有个别用户投资自建储能，规模总量基本可以忽略不计。这种或依附于“源”、或依附于“网”、或依附于“荷”的“储”只为依附方服务，不能成为独立一极。这样的“源网荷储”电力系统实质上是加强版的“源网荷”电力系统，主角依然是“源网荷”，“储”只是“源网荷”各自的小跟班。“储”在其间没有地位，没有发言权。新型电网是“源网荷储”四维互动的关系，迫切需要明确及提升“储”的地位，各方平等，传统电力系统才能本质升级，构建为面向未来的“源网荷储”四维融合互动的新型电力系统。
二、“荷”侧用能心态分析
就目前而言，“源”侧或“网”侧配置的储能，都不能积极地和“荷”侧互动，电力系统实质上依然没有摆脱“源随荷动”的传统。在节能减排的大背景下，“网”侧积极地给“荷”侧描绘碳形象，提供节能结果报告，帮助进行节能分析。都根本上不能直达用户痛点，不能协助用户主动进行节能减排。
真正了解“荷”侧需求只有“荷”自身。如果“荷”不能自主选择发电来源，不能区分究竟是化石能源发电还是清洁能源发电，也没有利益驱使其选择发电来源，“荷”侧并不在乎是“黑电”或“绿电”。就如同城市打出租车，“油”车和“电”车每公里单价一样，同样能安全快捷地把乘客送到目的地，乘客并不在意乘坐的是“油”车还是“电”车。
只有通过利益和利害方式把“荷”侧的主动性调动起来，让“荷”参与电源选择甚至是电力调度，才能改变过去“源随荷动”的被动式供电，用户有意愿且有能力主动选择绿色能源，才能在此基础上构建未来新型电力系统，才能是各方互动的新型电力系统。
三、储能现状分析
（一）用户侧建设储能条件及作用：
1.必须拥有一定体量，才具备财力投资储能。
2.各地电价政策不一，当峰谷电价差额足够大，用户有动力和意愿投资储能，以达到降本增效目的。
3.必须拥有一定的技术能力，以确保储能安全有效运行。
4.必须有合适场地建设储能。
用户侧建设储能四个条件缺一不可，而且用户侧储能设施不能向电网反供电，收回储能建设运营成本渠道单一，只能靠峰谷差去消化。所以用户侧储能只有特殊性，没有普适性。
（二）电网侧建设储能条件及作用：
1.作为基础设施建设，相对容易获得当地政府支持，可获得合适储能建设用地。
2.具有专业技术能力和团队，保障储能电站的安全运行。
3.具有一定财力建设储能。
4.消纳社会清洁能源发电，电网调频，削峰填谷。
两者对比，“荷”侧建设储能门槛较高，更多考虑是躲避电网峰价，降本增效，一般和清洁发电利用无关。而且因各自条件不同，投资意愿也不同，不具备社会推广性。“网”侧建设储能门槛较低，而且“网”侧储能属于公共设施，对社会贡献益处良多，但因为当前电价政策下，储能成本不能合理地反应在销售电价上，所以电网侧缺乏一个积极部署的理由——利益！
纵然“储”将成为未来电力系统的重要组成部分已成为社会各方共识，但各方缺乏投资意愿，“储”在当前生态下难以自我健康成长。
四、光伏储能投资分析
以某太阳能资源一般地区为例，当地年日照小时数为2200小时—3000小时，一般工商业高峰电价为0.8179元/度。
（一）单一用户投资“光伏+储能”情况分析：
该地区A用户拥有1000 m2的可架设光伏面积。
采用多晶硅太阳能电池的光伏系统，市场单价为3元/瓦，每瓦安装费0.5元，即光伏系统为3.5元/瓦。一般100平方米可架设8—13kW的光伏板，取均数10kW/100m2。A用户可架设100kW的光伏板。
静态光伏系统投资为100000(W)×3.5(元/W)=35万元。
根据最新市场报价，储能锂电池约为1.00元/Wh。自投资容量为400 kW·h、功率为100 kW的储能电站。电池投入 400000W·h×1.00元/W·h=40万元；储能对应逆变并网设备、储能监控及基建等费用约为17.5万元。储能电站总投入约57.5万元。
光伏和储能合计投入35万元+57.5万元=92.5万元。
光伏发电系统损耗为30%，按当地年日照2000小时计算，该光伏系统年发电量为：
2000小时×100KW×（1-0.3）=14万度电
所发电量全部存入储能电站平滑后再逆变成交流，经地区公网返回该用户，储能电站选用锂电池，损耗较小。一充一放损耗约为10%。
A用户每年可有效使用清洁电量：
14万度电×（1-0.1）=12.6万度电
该地区一般工商业高峰电价为0.8179元/度，所发电量经储能缓存至电价高峰时段使用，每年节省电费：
126000度×0.8179元/度≈11万元
静态投资回收期=92.5万元÷11万元/年=8.4年
多晶硅光伏板使用寿命约15年，磷酸铁锂电池无衰减使用寿命约为10年，均大于8.4年静态投资回收期，整体投资获利可期。
（二）用户侧投资“光伏”，电网侧投资“储能”情况分析：
电网侧“储能”作为共享资源，向周边用户开放，用户按需付费租用电网侧储能容量，可以较完美地综合电网侧和用户侧的需求，结合自身特点扬长避短。
在这种情况下，多个用户租用电网侧储能容量，客观上共享该储能电站的逆变等设备，既可达到实际使用效果，又可降低用户一次性投入成本，也可降低用户后期长期维护成本。
举例说明：A用户自建有100kW光伏发电，电网企业在其邻近处按A用户需求配套建设400kW·h储能，接收A的光伏直流发电，或存储或逆变后经公网交流再供电回用户；邻近该储能电站的B用户自建有50kW光伏发电，电网企业按需搭积木式配套建设200kW·h储能；同样按需搭积木式扩容该储能电站，满足C、D用户。A、B、C、D四个用户客观上共享该储能电站的除电池外的其它设备，有效地降低了电站投资成本，缩短储能电站投资周期。
（三）以上两种形态对比分析：
光伏建设成本日益降低，发电平价上网都会盈利，发电自用更能降低自身用电成本。就单一用户全方位投资“光伏+储能”而言，虽然在理论上可完全收回投资并有相当盈利，但不确定因素较多，回报期较长，资金占有严重，且需要承担后期人工及设备维护费用，故用户全线投资“光伏+储能”意愿不强。而且光伏的波动性和间歇性，使得用户的用电体验较差，也严重影响用户光伏自建自用积极性；再加上目前政策上对“余电上网”变现预设有消纳前提，且手续繁琐，对小容量光伏发电不太友好，进一步打击用户自建分布式光伏的积极性。
作为增量配电企业，在辖区提供共享储能服务，海纳百川式接纳各个中小用户的光伏发电，对于清洁发电来者不拒，经“平滑”加工后提供给用户，可完全消除用户对供电稳定性的疑虑；也可在用户同意下以高于国家补贴后价格、低于目录电价的基础上，经公网供给其它用户，为签约用户提供余电变现通道。在此过程，用户通过储能及电网调度，在保障自身供应基础上，投资收益最大化；储能投资方收取相应容量的基本租赁费获取收益；电网企业收取按电量计算的服务费获取收益。最终实现多方共赢。
五、“用户侧光伏，电网侧储能”配置应用场景：
在“用户侧建光伏，电网侧建储能”基本硬件架构的基础上，建设“智慧平台”，用户随时掌握电网供电情况、光伏发电情况、电站电量情况，可随时选择电网供电或电站供电，也可选择以合适价格售出己有电池电量。
“智慧平台”不仅包含传统意义的营配调，功能要求要赋予用户参与互动机会，建设实时电力交易平台，最终构建“源网荷储”四维融合互动新型电力系统。它不仅是一个政策创新，也是许多技术创新加以支持的系统创新。以“储”为共有交汇点，用户参与电力调度，交易平台上交易储能电站电量，实现用户侧成本最小化，效益最大化。电网企业可根据协议价收购储能电站“光伏溢出”电量，为公网供电，平台服务用户之间电量交易，实现电网侧成本最小化，效益最大化。最终实现多方共赢，全社会共赢。
应用场景一：用户租赁容量充满，且已满足自用后，多余电量可按双方签订协议供给公网，为用户保底变现。
应用场景二：在光伏发电高峰时，且电网供电不为峰价时，选择光伏电量存储，由电网供电。待电网供电为峰价时，可选择存储电量供电。由于存储电量归属权为用户，电网不收取电费。这样可对清洁发电“跨时转移”，降低用户用电成本。
应用场景三：当增量配电网外网电源故障或计划停电，增量配电网失去外部电源，此时，A、B、C、D等签约用户由“储能电站”经公网继续供电。未签约用户供电开关自动跳闸断开，待外网电源恢复后才能自动合闸接受电网供电。若故障时间较长，A用户存储电量耗尽，A用户供电开关自动跳闸。
应用场景四：接场景三外部故障，A用户已耗尽自己的存储电量，B用户没有使用或有较多的电量富裕。经B同意，A用户可通过竞拍方式继续获得B用户的存储电量，“电力银行”作为交易平台为双方服务，收取按电量电价计算的服务费。
应用场景五：增量配电企业自投光伏，电网电价平价时光伏发电存储，电价峰时经公网进行辖区供电，以实现效益最大化。也可在外部电源故障时，结合应急供电车为特约用户提供保电服务。
应用场景六：A用户可以通过智慧交易平台随时选择售出储能电量，所获收益将高于现在光伏电量收购价（选择在电网峰价时售出收益最高）。
应用场景按具体运营情况，有待后续补充更多场景。需要明确说明的是，储能投资方和电网企业收取的“容量租赁费”和“服务费”，不一定为现金，也可按电量折算，如存储A用户2度电，按1.5度记账，其中0.5度电折算为服务费。
六、“源网荷储”四维融合互动对各方的好处：
（一）对用户好处：
1.区别于以往光伏发电政策，余电不仅能变现，也能变电。
2.无需投资逆变设备，节省用户投资，也省却后期逆变设备维护费用。
3.自发自用电源经储能平滑后，电源稳定。
4.用户可以对供电电源有选择权。
5.无需投资储能，减少资金占有；“电力银行”专业维护储能电站，增加电站安全性。用户随时申请增加或减少租赁容量，使用灵活性更高。
6.在电网外部电源故障期间，可不间断获得电力。
7.按电力供应实时情况，用户可以通过 “智慧平台”，随时自由灵活处理存储电量和清洁发电电量，实现效益最大化。
8.摆脱场地限制，可“无限制”按需增加储能容量。
（二）对增量配电企业好处：
1.按需投资储能，最大化降低投资的盲目性。
2.摆脱光伏投资的场地限制，充分调动社会资源投资光伏发电，有利于分布式发电推广。
3.专业储能，保障储能运行安全。高效收集社会闲散发电资源，打通清洁发电和清洁用电的通道。
4.增加公司业务范围，摆脱电价政策限定，储能供电变为电力服务。
5.可通过公网为用户提供异地保电服务。
6.储能设施价值将得到最大化利用。
a/响应清洁发电就地消纳政策；
b/延缓变电站容量投资；
c/减少向上级电网缴纳的容量电费；
d/增强电网供电可靠性；
e/可参与上级电网调频调峰行动，同时获得峰谷差价;
7.构建的电力交易平台，必然保有买卖双方的结算资金，在发展到一定阶段，“智慧平台”必然会拓展出金融业务，具有金融属性。
8. 相对从上级电网买入的电价，增量配电企业可以以更低的价格买入用户储能电站的电量，按政策电价售出，获得利益最大化。
七、“源网荷储”四维融合互动进一步分析
在当前“碳达峰碳中和”的大背景下，发展清洁能源既是历史使命，也是历史必然，构建“源网荷储”四维融合互动新型电力系统是电力革命的必由之路。“储”必须是独立一方，摆脱以前的依附性，才有资格有能力和“源”、“网”、“荷”三者互动。当前储能投资主要是依靠政策强令投资或企业责任投资，而缺少因利益而投资。只有设立互动机制，让储能投资成为可获利投资，才能赢得社会资本青睐，反过来也会促进储能各方面健康成长。
目前储能建设和运营成本虽然居高不下，但业已发展到一定阶段，具有一定的经济性。相信随着储能技术的进一步发展，储能成本的进一步下降，储能必然会迈过商业化门槛，不仅安全可用，而且经济适用。当下时，建设“源网荷储”四维融合互动新型电力系统也是迫在眉睫。在建设应用示范项目时，作为储能和智慧平台架设方，应积极争取政策扶持着眼未来，打造“源网荷储”四维融合互动新型电力系统。
同时，“源网荷储”四维融合互动新型电力系统也可积极为清洁能源发电、为全社会最大化减排助力，为供需双方履行社会责任布设有利环境。
八、“源网荷储”四维融合互动新型电力系统对增量配电企业的意义
增量配电企业相对于上级电网企业，在规模上不能与之相提并论，如果拘泥于传统供电服务，并以此对标，永远无法与之相媲美。再者，国家进行增量配电电力改革，目的不是再造一个传统供电局，而是希望增量配电企业以大电网为依托，发展出有利于清洁能源利用的商业模式。
这种“源网荷储”四维融合互动新型电力系统有所区别于传统电力系统，通过智慧平台实现“源网荷储”互联互通，打造真正的智慧电网、数字电网，提高清洁能源使用面积，有效降低用户用电成本。仅就就增量配电企业而言，与其建设传统电力系统，不如先行一步，利用上级电网托底优势，发展新型电力系统，既可为增量配电企业探索生存之道，为电力改革做有益尝试，也可为国家“双碳”目标做出实实在在贡献。（来源：北极星电力网 作者：刘大为）
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