目前，用戶側(cè)儲(chǔ)能主要包括家用儲(chǔ)能和工商業(yè)儲(chǔ)能。德國(guó)、中國(guó)是用戶側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模排名前兩位的國(guó)家，前者以戶用儲(chǔ)能為主，后者以工商業(yè)儲(chǔ)能為主。能源危機(jī)與高企的居民零售電價(jià)、穩(wěn)定的光儲(chǔ)補(bǔ)貼政策推動(dòng)德國(guó)屋頂光伏需求高增長(zhǎng)，進(jìn)而帶動(dòng)戶用儲(chǔ)能滲透率的提升，德國(guó)家庭安裝儲(chǔ)能主要是為了提高光伏發(fā)電自用率和家庭用電自給率。中國(guó)城市人口聚集居住，居民電價(jià)以單一固定電價(jià)為主，戶用儲(chǔ)能缺乏大規(guī)模發(fā)展的必要性和條件。隨著分時(shí)電價(jià)機(jī)制的逐漸完善，執(zhí)行峰谷分時(shí)電價(jià)的工商業(yè)用戶配置儲(chǔ)能具有良好的經(jīng)濟(jì)性。與德國(guó)戶用儲(chǔ)能相比，國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能初始投資成本更低、收益更好，但同時(shí)也存在收益不確定性高、用戶篩查成功率低、參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)存在障礙、現(xiàn)有儲(chǔ)能技術(shù)難以滿足用戶多樣化需求等問題?？梢詮耐卣故找鎭碓础㈤_辟應(yīng)用新場(chǎng)景、加大其他新型儲(chǔ)能技術(shù)的研發(fā)及應(yīng)用力度、推動(dòng)分布式儲(chǔ)能聚合技術(shù)研發(fā)及示范應(yīng)用等方面來促進(jìn)中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展。目前，國(guó)內(nèi)外對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能尚無統(tǒng)一定義。美國(guó)儲(chǔ)能協(xié)會(huì)(ESA)將儲(chǔ)能分為表前(FrontoftheMeter，F(xiàn)TM)儲(chǔ)能和表后(BehindtheMeter，BTM)儲(chǔ)能，BTM儲(chǔ)能連接在商業(yè)、工業(yè)或住宅用戶的公用事業(yè)電表后面，主要目的是節(jié)省電費(fèi)，可認(rèn)為是用戶側(cè)儲(chǔ)能。我國(guó)按照儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用環(huán)節(jié)不同，可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲(chǔ)能三類，用戶側(cè)主要為用戶表計(jì)之后配置的儲(chǔ)能。
針對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能的商業(yè)模式和經(jīng)濟(jì)性，國(guó)內(nèi)外開展了一系列研究。文獻(xiàn)針對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能的技術(shù)需求、接入配置、投資運(yùn)營(yíng)模式、獲利途徑、商業(yè)模式等進(jìn)行了研究。目前，用戶側(cè)儲(chǔ)能以鋰電池儲(chǔ)能為主，由于初始投資成本較高，回收期較長(zhǎng)，國(guó)內(nèi)外對(duì)共享模式也開展了較多研究。文獻(xiàn)闡述了云儲(chǔ)能的基本理念和研究框架、方向與關(guān)鍵技術(shù);文獻(xiàn)給出了云儲(chǔ)能的定義并詳細(xì)闡述了云儲(chǔ)能基本商業(yè)模式;文獻(xiàn)針對(duì)用戶側(cè)共享儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)調(diào)度、投資決策、優(yōu)化配置進(jìn)行了研究。
用戶側(cè)儲(chǔ)能主要包括工商業(yè)用戶側(cè)儲(chǔ)能和居民用戶側(cè)儲(chǔ)能，國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能以工商業(yè)用戶為主，功率容量裝機(jī)占比接近80%;國(guó)外以居民用戶為主，以戶儲(chǔ)裝機(jī)最大的德國(guó)為例，功率容量裝機(jī)占比超過95%。當(dāng)前，關(guān)于用戶側(cè)儲(chǔ)能商業(yè)模式及經(jīng)濟(jì)性的研究主要在國(guó)內(nèi)，國(guó)外的相關(guān)研究較少。德國(guó)是家庭戶用儲(chǔ)能的典型代表，在這個(gè)細(xì)分領(lǐng)域累計(jì)裝機(jī)規(guī)模位居全球第一。另外，德國(guó)戶用儲(chǔ)能有權(quán)威的統(tǒng)計(jì)來源，德國(guó)聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)局于2019年建立了一個(gè)數(shù)據(jù)庫(kù)，對(duì)于新建電池儲(chǔ)能系統(tǒng)有強(qiáng)制注冊(cè)要求，儲(chǔ)能裝機(jī)數(shù)據(jù)公布及時(shí)、透明。選取德國(guó)，對(duì)比分析其與國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展推動(dòng)力、模式及經(jīng)濟(jì)性的差異，能夠給國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展提供經(jīng)驗(yàn)與借鑒，對(duì)未來國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展模式的衍變，以及參與電力市場(chǎng)具有一定的參考意義。
2中德用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展現(xiàn)狀
2.1中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展現(xiàn)狀
截至2022年底，國(guó)內(nèi)已投運(yùn)用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模2276MW，過去5年年均復(fù)合增長(zhǎng)率為58%，如圖1所示。用戶側(cè)儲(chǔ)能以工商業(yè)用戶為主，江蘇、浙江等省領(lǐng)銜中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能市場(chǎng)。2012～2019年的8年間，國(guó)內(nèi)用戶側(cè)新型儲(chǔ)能市場(chǎng)累計(jì)功率裝機(jī)市場(chǎng)份額基本都在50%以上，近3年隨著國(guó)內(nèi)大型儲(chǔ)能電站的快速發(fā)展，用戶側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)占比逐年下降，2022年已下降到17%。
2.2德國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展現(xiàn)狀
國(guó)外用戶側(cè)儲(chǔ)能以戶儲(chǔ)為主，歐洲已經(jīng)成為全球最大的戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)。截至2022年底，德國(guó)安裝的戶用儲(chǔ)能大約為65×104臺(tái)，總?cè)萘繛?098MW/5495MW·h，如圖2所示。
德國(guó)戶用儲(chǔ)能幾乎全部采用鋰離子電池儲(chǔ)能技術(shù)，占比超過98%。平均功率為5.3kW，10kW·h以上的儲(chǔ)能設(shè)備所占總安裝份額的比例越來越大，約為37%，而大部分儲(chǔ)能設(shè)備的規(guī)模仍然介于5～10kW·h之間，約占56%。
3中德用戶側(cè)儲(chǔ)能關(guān)鍵驅(qū)動(dòng)因素
3.1中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展驅(qū)動(dòng)因素
中國(guó)新型儲(chǔ)能的發(fā)展最早就是從用戶側(cè)開始。國(guó)內(nèi)大部分地區(qū)的工商業(yè)用戶均實(shí)施兩部制電價(jià)，對(duì)于工商業(yè)用戶，儲(chǔ)能可降低用戶的尖峰功率以及最大需量，可將用戶高峰時(shí)段的用電量平移至低谷時(shí)段，起到降低基本電費(fèi)和電量電費(fèi)的作用。近兩年，用戶側(cè)儲(chǔ)能快速發(fā)展，主要得益于分時(shí)電價(jià)機(jī)制和補(bǔ)貼政策。
2021年8月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，從總體要求、優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制、強(qiáng)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制執(zhí)行、加強(qiáng)分時(shí)電價(jià)機(jī)制實(shí)施保障四個(gè)方面，提出進(jìn)一步完善我國(guó)分時(shí)電價(jià)機(jī)制的總體思路和具體措施。根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟的統(tǒng)計(jì)，2023年1～6月，全國(guó)共有19個(gè)地區(qū)最大峰谷價(jià)差超過0.7元/(kW·h)，廣東價(jià)差最大，達(dá)到1.352元/(kW·h)。各地價(jià)差持續(xù)拉大，推動(dòng)了用戶側(cè)儲(chǔ)能安裝量的上升。
補(bǔ)貼政策是激勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能大量安裝的另一抓手。已發(fā)布的政策包括投資補(bǔ)貼、放電量補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼等多種形式，以廣東、江蘇、浙江等省的補(bǔ)貼政策數(shù)量最多。
3.2德國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展驅(qū)動(dòng)因素
高企的居民零售電價(jià)、持續(xù)下降的戶用光儲(chǔ)成本、不斷退坡的分布式光伏上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼和長(zhǎng)期穩(wěn)定的光儲(chǔ)補(bǔ)貼政策，是德國(guó)戶用光儲(chǔ)市場(chǎng)快速增長(zhǎng)的主要推動(dòng)力。
在零售電價(jià)方面，根據(jù)德國(guó)能源和水工業(yè)協(xié)會(huì)(BDEW)的數(shù)據(jù)，過去十幾年，居民電價(jià)呈上漲趨勢(shì)，2022年超過40歐分/(kW·h)，如圖3所示。
戶用光儲(chǔ)成本方面，根據(jù)SolarPowerEurope的數(shù)據(jù)，近年來德國(guó)光儲(chǔ)系統(tǒng)度電成本(LCOE)不到零售電價(jià)的一半，如圖4所示。
2000年，德國(guó)制定了第一部《可再生能源法》，確定了以固定上網(wǎng)電價(jià)(FeedinTariff，F(xiàn)iT)為主的可再生能源激勵(lì)政策。隨著技術(shù)進(jìn)步和市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的加劇，光伏電站投資成本不斷降低，加之德國(guó)政府意在鼓勵(lì)光伏自發(fā)自用，因此固定上網(wǎng)電價(jià)也逐年下調(diào)，目前10kWp及以下的戶用光伏上網(wǎng)電價(jià)為8.6歐分/(kW·h)。
光儲(chǔ)補(bǔ)貼政策方面，德國(guó)分別在2013年、2016年提出兩輪德國(guó)復(fù)興信貸發(fā)展銀行(KfW)光儲(chǔ)補(bǔ)貼計(jì)劃，為配置戶用儲(chǔ)能的家庭提供低息貸款，并提供最高30%的直接安裝補(bǔ)貼。德國(guó)各州政府出臺(tái)多種優(yōu)惠政策，如允許購(gòu)置戶用儲(chǔ)能設(shè)備成本用于抵免個(gè)人所得稅或直接獲得補(bǔ)貼等。
盡管增加儲(chǔ)能會(huì)降低戶用光伏經(jīng)濟(jì)性，但近兩年歐洲能源供給形勢(shì)嚴(yán)峻，保障用電安全已經(jīng)逐漸成為德國(guó)居民用電考慮的優(yōu)先事項(xiàng)。
4用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性對(duì)比
4.1中國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)成本高昂，投資回收期相對(duì)較長(zhǎng)，收益較低，一般電力用戶不會(huì)直接投資，而是采用委托專業(yè)化的第三方公司代理運(yùn)營(yíng)儲(chǔ)能的方式，與其簽訂能源管理合同。
儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商作為儲(chǔ)能投資方，占用用戶的場(chǎng)地資源建設(shè)和運(yùn)營(yíng)儲(chǔ)能系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)多重收益。國(guó)內(nèi)工商業(yè)用戶多采用兩部制電價(jià)，即基本電價(jià)和電度電價(jià)，儲(chǔ)能可以幫助用戶減少基本電費(fèi)和電量電費(fèi)，其中減少電量電費(fèi)為主要收益。除上述收益外，儲(chǔ)能還可提高用戶電能質(zhì)量和供電可靠性等，因難以定量測(cè)算，因此在用戶與儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商的能源管理合同中一般不體現(xiàn)這部分收益。另外，在技術(shù)和市場(chǎng)機(jī)制具備的情況下，儲(chǔ)能還可以通過聚合方式參與需求側(cè)響應(yīng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)。儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商和用戶按照一定比例對(duì)收益進(jìn)行分成。
4.1.1經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
以浙江省某110kV大工業(yè)用戶為例，假設(shè)建設(shè)10MW/20MW·h的儲(chǔ)能系統(tǒng)，根據(jù)浙江大工業(yè)用戶電價(jià)時(shí)段設(shè)定情況，采取每天“兩充兩放”策略。結(jié)合目前大多數(shù)項(xiàng)目的實(shí)際收益情況，只考慮電量電費(fèi)節(jié)省一種收益，假設(shè)條件及計(jì)算結(jié)果見表1。
在上述假設(shè)下，浙江110kV大工業(yè)用戶投資儲(chǔ)能系統(tǒng)平均每年節(jié)省電費(fèi)728萬元，投資回收期為5.6年，內(nèi)部收益率為11.8%。
4.1.2敏感性分析
分析儲(chǔ)能項(xiàng)目單位容量投資對(duì)于經(jīng)濟(jì)性的影響，見圖5。單位容量投資在1400～1800元/(kW·h)之間變動(dòng)時(shí)，內(nèi)部收益率在8.8%～15.5%之間變動(dòng)。浙江不少地市出臺(tái)了按初裝容量或放電量補(bǔ)貼的政策，考慮補(bǔ)貼收入，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性將進(jìn)一步提升。
4.2德國(guó)戶用儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
德國(guó)戶用儲(chǔ)能裝機(jī)量與戶用光伏滲透率高度相關(guān)，德國(guó)家庭安裝儲(chǔ)能主要是提高光伏發(fā)電自用率和家庭用電自給率。售電電價(jià)越高，屋頂光伏上網(wǎng)電價(jià)越低，安裝儲(chǔ)能的預(yù)期收益就越好。
4.2.1經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
以德國(guó)一個(gè)典型的四口之家為例，安裝一個(gè)輸出功率為4kW的屋頂光伏系統(tǒng)，全年發(fā)電量預(yù)計(jì)約4000kW·h，大致相當(dāng)于該家庭的年平均用電量。盡管總發(fā)電量幾乎與用電量完全對(duì)應(yīng)，但是光伏發(fā)電自用率和家庭用電自給率僅約20%。假設(shè)配備4kW/6kW·h儲(chǔ)能系統(tǒng)后，可將光伏發(fā)電自用率和家庭用電自給率分別提升到70%、60%。用電價(jià)格取2022年底德國(guó)家庭電價(jià)0.4007歐元/(kW·h)，光伏上網(wǎng)電價(jià)取0.086歐元/(kW·h)。假設(shè)條件及計(jì)算結(jié)果見表2。
在上述假設(shè)下，光伏系統(tǒng)的投資回收期為10.3年，25年使用周期的內(nèi)部收益率為8.8%。光儲(chǔ)系統(tǒng)的投資回收期為14.2年，25年使用周期(第11年更換一次電池)的內(nèi)部收益率為6.5%。
4.2.2敏感性分析
分析儲(chǔ)能電池單位容量投資對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響，見圖6。電池單位容量投資在600～1000歐元/(kW·h)之間變動(dòng)時(shí)，屋頂光伏配置儲(chǔ)能的內(nèi)部收益率在4.4%～9.2%之間變動(dòng)。
4.3中國(guó)與德國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析
在初始投資方面，中國(guó)電池儲(chǔ)能初始投資成本遠(yuǎn)低于德國(guó)。2023年上半年，中國(guó)單位容量電池成本約在600元/(kW·h)左右，而德國(guó)超過600歐元/(kW·h)。
收益方面，中國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能收益水平主要取決于峰谷價(jià)差，0.8元/(kW·h)的價(jià)差，“兩充兩放”情況下能獲得10%以上的收益率;德國(guó)光儲(chǔ)收益水平主要取決于居民用電電價(jià)，0.4歐元/(kW·h)的電價(jià)能獲得6.5%左右的收益率。
同德國(guó)戶用儲(chǔ)能相比，國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能收益更好，但同時(shí)也存在著收益不確定性高、用戶篩查成功率低、參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)存在障礙、現(xiàn)有儲(chǔ)能技術(shù)難以滿足用戶多樣化需求等問題，具體如下：
①影響項(xiàng)目收益的不確定性因素較多。中國(guó)工商業(yè)用戶采用目錄分時(shí)電價(jià)機(jī)制，該機(jī)制對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展起到了重要的推動(dòng)作用，但仍屬于政府定價(jià)范疇。隨著工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，政策形成的分時(shí)電價(jià)機(jī)制有望向市場(chǎng)化價(jià)格機(jī)制轉(zhuǎn)變?，F(xiàn)有的分時(shí)電價(jià)機(jī)制、工商業(yè)用戶的用電規(guī)律存在較大的不確定性;多數(shù)工商業(yè)用戶由發(fā)電企業(yè)或售電公司代理購(gòu)電，未來售電合同約定的電費(fèi)結(jié)算方式、偏差承擔(dān)方式也存在不確定性。
②用戶篩查成功率低，無法簡(jiǎn)單地進(jìn)行大規(guī)模復(fù)制。從商業(yè)模式復(fù)制的難易程度上來看，德國(guó)戶用儲(chǔ)能更具競(jìng)爭(zhēng)力。在新的屋頂光伏登記中，近75%的用戶表示光伏與儲(chǔ)能將會(huì)一起安裝。而國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能滲透率較低，這與用戶用電曲線、本地峰谷電價(jià)差、安裝場(chǎng)地、用戶安裝意愿等多個(gè)因素相關(guān)。理想的用戶側(cè)儲(chǔ)能業(yè)主應(yīng)具備以下幾個(gè)特點(diǎn)：穩(wěn)定的、長(zhǎng)期的電費(fèi)支付能力，24h用電負(fù)荷波動(dòng)大，用電量大而且當(dāng)?shù)仄骄骞葍r(jià)差超過0.7元/(kW·h)。根據(jù)企業(yè)實(shí)際項(xiàng)目開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目開發(fā)成功率低。
③用戶側(cè)儲(chǔ)能參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)存在障礙。當(dāng)前實(shí)際投運(yùn)用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目難以獲得需求響應(yīng)和輔助服務(wù)方面的收益。一方面，由于用戶側(cè)儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)的規(guī)則細(xì)則尚未制定或不明確，投資方并不太熟悉需求響應(yīng)或輔助服務(wù)的規(guī)則和流程;另一方面，用戶側(cè)儲(chǔ)能必須綁定用戶共同參與，涉及到與業(yè)主收益分成的溝通。另外，參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的數(shù)據(jù)采用、電量計(jì)量、EMS功能提出了更高的要求。
④鋰離子電池儲(chǔ)能難以滿足眾多用戶側(cè)應(yīng)用場(chǎng)景對(duì)儲(chǔ)能技術(shù)的多樣化需求。中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能以鋰離子電池和鉛酸電池為主，截至2022年底，鋰電池功率占比79.5%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)以2h為主;鉛酸電池功率占比14.1%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)以4～8h為主。德國(guó)以磷酸鐵鋰電池為主，截至2022年底，鋰電池功率占比達(dá)98%以上，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)接近1.8h。但我國(guó)偏向于高安全、占地少、更長(zhǎng)時(shí)長(zhǎng)儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用場(chǎng)景也在陸續(xù)出現(xiàn)，例如，用戶側(cè)儲(chǔ)能主要集中在江蘇、浙江、廣東等經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份，土地資源稀缺，對(duì)占地面積更小的儲(chǔ)能技術(shù)有一定需求;石油、化工、礦山等大工業(yè)用戶出于安全考慮，更傾向于選擇安全性更高的儲(chǔ)能技術(shù);從未來時(shí)長(zhǎng)需求上看，迎峰度夏(冬)期間，工商業(yè)存在長(zhǎng)時(shí)間停電風(fēng)險(xiǎn)，部分高附加值用戶對(duì)電價(jià)敏感度低，4h以上的儲(chǔ)能技術(shù)有應(yīng)用空間。
5用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展建議
①拓展用戶側(cè)儲(chǔ)能收益來源。用戶側(cè)儲(chǔ)能存在收益模式單一的問題，價(jià)差套利是目前用戶側(cè)儲(chǔ)能主要的收益來源。受限于負(fù)荷數(shù)據(jù)采集精度和預(yù)測(cè)技術(shù)，大部分情況下難以獲得減少用戶最大需量收益。參與需求側(cè)響應(yīng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)，仍面臨缺乏市場(chǎng)主體身份、不具備計(jì)量控制條件等問題。建議大力培育負(fù)荷聚合商、虛擬電廠等新興市場(chǎng)主體，推動(dòng)用戶側(cè)儲(chǔ)能獲取更多市場(chǎng)化收益。
②挖掘不同用戶對(duì)儲(chǔ)能的需求，拓展用戶側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用新場(chǎng)景。用戶側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景眾多，包括家用儲(chǔ)能、工業(yè)園區(qū)、分布式新能源、微電網(wǎng)、大數(shù)據(jù)中心、5G基站、充電設(shè)施等，不同場(chǎng)景對(duì)儲(chǔ)能需求存在較大差異，如降低用電成本、保障可靠供電、提高電能質(zhì)量、提高綠電消費(fèi)占比等。家儲(chǔ)、工商業(yè)儲(chǔ)能是目前的主要場(chǎng)景，其他場(chǎng)景還處于示范階段，技術(shù)和商業(yè)模式尚未成熟，應(yīng)加大新場(chǎng)景的應(yīng)用挖掘。
③加大鋰電池以外的新型儲(chǔ)能技術(shù)路線的研發(fā)及應(yīng)用力度。目前，用戶側(cè)儲(chǔ)能以2～4h的鋰電池儲(chǔ)能為主，難以滿足部分用戶對(duì)高安全、長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能的應(yīng)用需求。聯(lián)合產(chǎn)學(xué)研力量，開發(fā)高安全、低成本、長(zhǎng)壽命的儲(chǔ)能技術(shù)路線，重點(diǎn)推動(dòng)鈉離子電池、新型鉛酸電池、液流電池等技術(shù)的示范應(yīng)用，從而滿足未來不同類型用戶的差異化應(yīng)用需求。
④推動(dòng)用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能聚合技術(shù)研發(fā)及示范應(yīng)用。用戶側(cè)儲(chǔ)能點(diǎn)多面廣，單個(gè)項(xiàng)目容量小，難以直接接受電網(wǎng)調(diào)度和獨(dú)立參與電力市場(chǎng)。研究規(guī)模化分布式儲(chǔ)能系統(tǒng)不同應(yīng)用場(chǎng)景下參與電網(wǎng)調(diào)度的聚合方案，探索分布式儲(chǔ)能與其他分布式資源高效協(xié)調(diào)運(yùn)行的技術(shù)解決方案，可推動(dòng)虛擬電廠、多能互補(bǔ)一體化、光儲(chǔ)充一體化等新形態(tài)儲(chǔ)能的商業(yè)化應(yīng)用。
針對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能的商業(yè)模式和經(jīng)濟(jì)性，國(guó)內(nèi)外開展了一系列研究。文獻(xiàn)針對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能的技術(shù)需求、接入配置、投資運(yùn)營(yíng)模式、獲利途徑、商業(yè)模式等進(jìn)行了研究。目前，用戶側(cè)儲(chǔ)能以鋰電池儲(chǔ)能為主，由于初始投資成本較高，回收期較長(zhǎng)，國(guó)內(nèi)外對(duì)共享模式也開展了較多研究。文獻(xiàn)闡述了云儲(chǔ)能的基本理念和研究框架、方向與關(guān)鍵技術(shù);文獻(xiàn)給出了云儲(chǔ)能的定義并詳細(xì)闡述了云儲(chǔ)能基本商業(yè)模式;文獻(xiàn)針對(duì)用戶側(cè)共享儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)調(diào)度、投資決策、優(yōu)化配置進(jìn)行了研究。
用戶側(cè)儲(chǔ)能主要包括工商業(yè)用戶側(cè)儲(chǔ)能和居民用戶側(cè)儲(chǔ)能，國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能以工商業(yè)用戶為主，功率容量裝機(jī)占比接近80%;國(guó)外以居民用戶為主，以戶儲(chǔ)裝機(jī)最大的德國(guó)為例，功率容量裝機(jī)占比超過95%。當(dāng)前，關(guān)于用戶側(cè)儲(chǔ)能商業(yè)模式及經(jīng)濟(jì)性的研究主要在國(guó)內(nèi)，國(guó)外的相關(guān)研究較少。德國(guó)是家庭戶用儲(chǔ)能的典型代表，在這個(gè)細(xì)分領(lǐng)域累計(jì)裝機(jī)規(guī)模位居全球第一。另外，德國(guó)戶用儲(chǔ)能有權(quán)威的統(tǒng)計(jì)來源，德國(guó)聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)局于2019年建立了一個(gè)數(shù)據(jù)庫(kù)，對(duì)于新建電池儲(chǔ)能系統(tǒng)有強(qiáng)制注冊(cè)要求，儲(chǔ)能裝機(jī)數(shù)據(jù)公布及時(shí)、透明。選取德國(guó)，對(duì)比分析其與國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展推動(dòng)力、模式及經(jīng)濟(jì)性的差異，能夠給國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展提供經(jīng)驗(yàn)與借鑒，對(duì)未來國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展模式的衍變，以及參與電力市場(chǎng)具有一定的參考意義。
2中德用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展現(xiàn)狀
2.1中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展現(xiàn)狀
截至2022年底，國(guó)內(nèi)已投運(yùn)用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模2276MW，過去5年年均復(fù)合增長(zhǎng)率為58%，如圖1所示。用戶側(cè)儲(chǔ)能以工商業(yè)用戶為主，江蘇、浙江等省領(lǐng)銜中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能市場(chǎng)。2012～2019年的8年間，國(guó)內(nèi)用戶側(cè)新型儲(chǔ)能市場(chǎng)累計(jì)功率裝機(jī)市場(chǎng)份額基本都在50%以上，近3年隨著國(guó)內(nèi)大型儲(chǔ)能電站的快速發(fā)展，用戶側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)占比逐年下降，2022年已下降到17%。
2.2德國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展現(xiàn)狀
國(guó)外用戶側(cè)儲(chǔ)能以戶儲(chǔ)為主，歐洲已經(jīng)成為全球最大的戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)。截至2022年底，德國(guó)安裝的戶用儲(chǔ)能大約為65×104臺(tái)，總?cè)萘繛?098MW/5495MW·h，如圖2所示。
德國(guó)戶用儲(chǔ)能幾乎全部采用鋰離子電池儲(chǔ)能技術(shù)，占比超過98%。平均功率為5.3kW，10kW·h以上的儲(chǔ)能設(shè)備所占總安裝份額的比例越來越大，約為37%，而大部分儲(chǔ)能設(shè)備的規(guī)模仍然介于5～10kW·h之間，約占56%。
3中德用戶側(cè)儲(chǔ)能關(guān)鍵驅(qū)動(dòng)因素
3.1中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展驅(qū)動(dòng)因素
中國(guó)新型儲(chǔ)能的發(fā)展最早就是從用戶側(cè)開始。國(guó)內(nèi)大部分地區(qū)的工商業(yè)用戶均實(shí)施兩部制電價(jià)，對(duì)于工商業(yè)用戶，儲(chǔ)能可降低用戶的尖峰功率以及最大需量，可將用戶高峰時(shí)段的用電量平移至低谷時(shí)段，起到降低基本電費(fèi)和電量電費(fèi)的作用。近兩年，用戶側(cè)儲(chǔ)能快速發(fā)展，主要得益于分時(shí)電價(jià)機(jī)制和補(bǔ)貼政策。
2021年8月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，從總體要求、優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制、強(qiáng)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制執(zhí)行、加強(qiáng)分時(shí)電價(jià)機(jī)制實(shí)施保障四個(gè)方面，提出進(jìn)一步完善我國(guó)分時(shí)電價(jià)機(jī)制的總體思路和具體措施。根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟的統(tǒng)計(jì)，2023年1～6月，全國(guó)共有19個(gè)地區(qū)最大峰谷價(jià)差超過0.7元/(kW·h)，廣東價(jià)差最大，達(dá)到1.352元/(kW·h)。各地價(jià)差持續(xù)拉大，推動(dòng)了用戶側(cè)儲(chǔ)能安裝量的上升。
補(bǔ)貼政策是激勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能大量安裝的另一抓手。已發(fā)布的政策包括投資補(bǔ)貼、放電量補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼等多種形式，以廣東、江蘇、浙江等省的補(bǔ)貼政策數(shù)量最多。
3.2德國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展驅(qū)動(dòng)因素
高企的居民零售電價(jià)、持續(xù)下降的戶用光儲(chǔ)成本、不斷退坡的分布式光伏上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼和長(zhǎng)期穩(wěn)定的光儲(chǔ)補(bǔ)貼政策，是德國(guó)戶用光儲(chǔ)市場(chǎng)快速增長(zhǎng)的主要推動(dòng)力。
在零售電價(jià)方面，根據(jù)德國(guó)能源和水工業(yè)協(xié)會(huì)(BDEW)的數(shù)據(jù)，過去十幾年，居民電價(jià)呈上漲趨勢(shì)，2022年超過40歐分/(kW·h)，如圖3所示。
戶用光儲(chǔ)成本方面，根據(jù)SolarPowerEurope的數(shù)據(jù)，近年來德國(guó)光儲(chǔ)系統(tǒng)度電成本(LCOE)不到零售電價(jià)的一半，如圖4所示。
2000年，德國(guó)制定了第一部《可再生能源法》，確定了以固定上網(wǎng)電價(jià)(FeedinTariff，F(xiàn)iT)為主的可再生能源激勵(lì)政策。隨著技術(shù)進(jìn)步和市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的加劇，光伏電站投資成本不斷降低，加之德國(guó)政府意在鼓勵(lì)光伏自發(fā)自用，因此固定上網(wǎng)電價(jià)也逐年下調(diào)，目前10kWp及以下的戶用光伏上網(wǎng)電價(jià)為8.6歐分/(kW·h)。
光儲(chǔ)補(bǔ)貼政策方面，德國(guó)分別在2013年、2016年提出兩輪德國(guó)復(fù)興信貸發(fā)展銀行(KfW)光儲(chǔ)補(bǔ)貼計(jì)劃，為配置戶用儲(chǔ)能的家庭提供低息貸款，并提供最高30%的直接安裝補(bǔ)貼。德國(guó)各州政府出臺(tái)多種優(yōu)惠政策，如允許購(gòu)置戶用儲(chǔ)能設(shè)備成本用于抵免個(gè)人所得稅或直接獲得補(bǔ)貼等。
盡管增加儲(chǔ)能會(huì)降低戶用光伏經(jīng)濟(jì)性，但近兩年歐洲能源供給形勢(shì)嚴(yán)峻，保障用電安全已經(jīng)逐漸成為德國(guó)居民用電考慮的優(yōu)先事項(xiàng)。
4用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性對(duì)比
4.1中國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)成本高昂，投資回收期相對(duì)較長(zhǎng)，收益較低，一般電力用戶不會(huì)直接投資，而是采用委托專業(yè)化的第三方公司代理運(yùn)營(yíng)儲(chǔ)能的方式，與其簽訂能源管理合同。
儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商作為儲(chǔ)能投資方，占用用戶的場(chǎng)地資源建設(shè)和運(yùn)營(yíng)儲(chǔ)能系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)多重收益。國(guó)內(nèi)工商業(yè)用戶多采用兩部制電價(jià)，即基本電價(jià)和電度電價(jià)，儲(chǔ)能可以幫助用戶減少基本電費(fèi)和電量電費(fèi)，其中減少電量電費(fèi)為主要收益。除上述收益外，儲(chǔ)能還可提高用戶電能質(zhì)量和供電可靠性等，因難以定量測(cè)算，因此在用戶與儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商的能源管理合同中一般不體現(xiàn)這部分收益。另外，在技術(shù)和市場(chǎng)機(jī)制具備的情況下，儲(chǔ)能還可以通過聚合方式參與需求側(cè)響應(yīng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)。儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商和用戶按照一定比例對(duì)收益進(jìn)行分成。
4.1.1經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
以浙江省某110kV大工業(yè)用戶為例，假設(shè)建設(shè)10MW/20MW·h的儲(chǔ)能系統(tǒng)，根據(jù)浙江大工業(yè)用戶電價(jià)時(shí)段設(shè)定情況，采取每天“兩充兩放”策略。結(jié)合目前大多數(shù)項(xiàng)目的實(shí)際收益情況，只考慮電量電費(fèi)節(jié)省一種收益，假設(shè)條件及計(jì)算結(jié)果見表1。
在上述假設(shè)下，浙江110kV大工業(yè)用戶投資儲(chǔ)能系統(tǒng)平均每年節(jié)省電費(fèi)728萬元，投資回收期為5.6年，內(nèi)部收益率為11.8%。
4.1.2敏感性分析
分析儲(chǔ)能項(xiàng)目單位容量投資對(duì)于經(jīng)濟(jì)性的影響，見圖5。單位容量投資在1400～1800元/(kW·h)之間變動(dòng)時(shí)，內(nèi)部收益率在8.8%～15.5%之間變動(dòng)。浙江不少地市出臺(tái)了按初裝容量或放電量補(bǔ)貼的政策，考慮補(bǔ)貼收入，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性將進(jìn)一步提升。
4.2德國(guó)戶用儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
德國(guó)戶用儲(chǔ)能裝機(jī)量與戶用光伏滲透率高度相關(guān)，德國(guó)家庭安裝儲(chǔ)能主要是提高光伏發(fā)電自用率和家庭用電自給率。售電電價(jià)越高，屋頂光伏上網(wǎng)電價(jià)越低，安裝儲(chǔ)能的預(yù)期收益就越好。
4.2.1經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
以德國(guó)一個(gè)典型的四口之家為例，安裝一個(gè)輸出功率為4kW的屋頂光伏系統(tǒng)，全年發(fā)電量預(yù)計(jì)約4000kW·h，大致相當(dāng)于該家庭的年平均用電量。盡管總發(fā)電量幾乎與用電量完全對(duì)應(yīng)，但是光伏發(fā)電自用率和家庭用電自給率僅約20%。假設(shè)配備4kW/6kW·h儲(chǔ)能系統(tǒng)后，可將光伏發(fā)電自用率和家庭用電自給率分別提升到70%、60%。用電價(jià)格取2022年底德國(guó)家庭電價(jià)0.4007歐元/(kW·h)，光伏上網(wǎng)電價(jià)取0.086歐元/(kW·h)。假設(shè)條件及計(jì)算結(jié)果見表2。
在上述假設(shè)下，光伏系統(tǒng)的投資回收期為10.3年，25年使用周期的內(nèi)部收益率為8.8%。光儲(chǔ)系統(tǒng)的投資回收期為14.2年，25年使用周期(第11年更換一次電池)的內(nèi)部收益率為6.5%。
4.2.2敏感性分析
分析儲(chǔ)能電池單位容量投資對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響，見圖6。電池單位容量投資在600～1000歐元/(kW·h)之間變動(dòng)時(shí)，屋頂光伏配置儲(chǔ)能的內(nèi)部收益率在4.4%～9.2%之間變動(dòng)。
4.3中國(guó)與德國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析
在初始投資方面，中國(guó)電池儲(chǔ)能初始投資成本遠(yuǎn)低于德國(guó)。2023年上半年，中國(guó)單位容量電池成本約在600元/(kW·h)左右，而德國(guó)超過600歐元/(kW·h)。
收益方面，中國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能收益水平主要取決于峰谷價(jià)差，0.8元/(kW·h)的價(jià)差，“兩充兩放”情況下能獲得10%以上的收益率;德國(guó)光儲(chǔ)收益水平主要取決于居民用電電價(jià)，0.4歐元/(kW·h)的電價(jià)能獲得6.5%左右的收益率。
同德國(guó)戶用儲(chǔ)能相比，國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能收益更好，但同時(shí)也存在著收益不確定性高、用戶篩查成功率低、參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)存在障礙、現(xiàn)有儲(chǔ)能技術(shù)難以滿足用戶多樣化需求等問題，具體如下：
①影響項(xiàng)目收益的不確定性因素較多。中國(guó)工商業(yè)用戶采用目錄分時(shí)電價(jià)機(jī)制，該機(jī)制對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展起到了重要的推動(dòng)作用，但仍屬于政府定價(jià)范疇。隨著工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，政策形成的分時(shí)電價(jià)機(jī)制有望向市場(chǎng)化價(jià)格機(jī)制轉(zhuǎn)變?，F(xiàn)有的分時(shí)電價(jià)機(jī)制、工商業(yè)用戶的用電規(guī)律存在較大的不確定性;多數(shù)工商業(yè)用戶由發(fā)電企業(yè)或售電公司代理購(gòu)電，未來售電合同約定的電費(fèi)結(jié)算方式、偏差承擔(dān)方式也存在不確定性。
②用戶篩查成功率低，無法簡(jiǎn)單地進(jìn)行大規(guī)模復(fù)制。從商業(yè)模式復(fù)制的難易程度上來看，德國(guó)戶用儲(chǔ)能更具競(jìng)爭(zhēng)力。在新的屋頂光伏登記中，近75%的用戶表示光伏與儲(chǔ)能將會(huì)一起安裝。而國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能滲透率較低，這與用戶用電曲線、本地峰谷電價(jià)差、安裝場(chǎng)地、用戶安裝意愿等多個(gè)因素相關(guān)。理想的用戶側(cè)儲(chǔ)能業(yè)主應(yīng)具備以下幾個(gè)特點(diǎn)：穩(wěn)定的、長(zhǎng)期的電費(fèi)支付能力，24h用電負(fù)荷波動(dòng)大，用電量大而且當(dāng)?shù)仄骄骞葍r(jià)差超過0.7元/(kW·h)。根據(jù)企業(yè)實(shí)際項(xiàng)目開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目開發(fā)成功率低。
③用戶側(cè)儲(chǔ)能參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)存在障礙。當(dāng)前實(shí)際投運(yùn)用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目難以獲得需求響應(yīng)和輔助服務(wù)方面的收益。一方面，由于用戶側(cè)儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)的規(guī)則細(xì)則尚未制定或不明確，投資方并不太熟悉需求響應(yīng)或輔助服務(wù)的規(guī)則和流程;另一方面，用戶側(cè)儲(chǔ)能必須綁定用戶共同參與，涉及到與業(yè)主收益分成的溝通。另外，參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的數(shù)據(jù)采用、電量計(jì)量、EMS功能提出了更高的要求。
④鋰離子電池儲(chǔ)能難以滿足眾多用戶側(cè)應(yīng)用場(chǎng)景對(duì)儲(chǔ)能技術(shù)的多樣化需求。中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能以鋰離子電池和鉛酸電池為主，截至2022年底，鋰電池功率占比79.5%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)以2h為主;鉛酸電池功率占比14.1%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)以4～8h為主。德國(guó)以磷酸鐵鋰電池為主，截至2022年底，鋰電池功率占比達(dá)98%以上，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)接近1.8h。但我國(guó)偏向于高安全、占地少、更長(zhǎng)時(shí)長(zhǎng)儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用場(chǎng)景也在陸續(xù)出現(xiàn)，例如，用戶側(cè)儲(chǔ)能主要集中在江蘇、浙江、廣東等經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份，土地資源稀缺，對(duì)占地面積更小的儲(chǔ)能技術(shù)有一定需求;石油、化工、礦山等大工業(yè)用戶出于安全考慮，更傾向于選擇安全性更高的儲(chǔ)能技術(shù);從未來時(shí)長(zhǎng)需求上看，迎峰度夏(冬)期間，工商業(yè)存在長(zhǎng)時(shí)間停電風(fēng)險(xiǎn)，部分高附加值用戶對(duì)電價(jià)敏感度低，4h以上的儲(chǔ)能技術(shù)有應(yīng)用空間。
5用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展建議
①拓展用戶側(cè)儲(chǔ)能收益來源。用戶側(cè)儲(chǔ)能存在收益模式單一的問題，價(jià)差套利是目前用戶側(cè)儲(chǔ)能主要的收益來源。受限于負(fù)荷數(shù)據(jù)采集精度和預(yù)測(cè)技術(shù)，大部分情況下難以獲得減少用戶最大需量收益。參與需求側(cè)響應(yīng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)，仍面臨缺乏市場(chǎng)主體身份、不具備計(jì)量控制條件等問題。建議大力培育負(fù)荷聚合商、虛擬電廠等新興市場(chǎng)主體，推動(dòng)用戶側(cè)儲(chǔ)能獲取更多市場(chǎng)化收益。
②挖掘不同用戶對(duì)儲(chǔ)能的需求，拓展用戶側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用新場(chǎng)景。用戶側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景眾多，包括家用儲(chǔ)能、工業(yè)園區(qū)、分布式新能源、微電網(wǎng)、大數(shù)據(jù)中心、5G基站、充電設(shè)施等，不同場(chǎng)景對(duì)儲(chǔ)能需求存在較大差異，如降低用電成本、保障可靠供電、提高電能質(zhì)量、提高綠電消費(fèi)占比等。家儲(chǔ)、工商業(yè)儲(chǔ)能是目前的主要場(chǎng)景，其他場(chǎng)景還處于示范階段，技術(shù)和商業(yè)模式尚未成熟，應(yīng)加大新場(chǎng)景的應(yīng)用挖掘。
③加大鋰電池以外的新型儲(chǔ)能技術(shù)路線的研發(fā)及應(yīng)用力度。目前，用戶側(cè)儲(chǔ)能以2～4h的鋰電池儲(chǔ)能為主，難以滿足部分用戶對(duì)高安全、長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能的應(yīng)用需求。聯(lián)合產(chǎn)學(xué)研力量，開發(fā)高安全、低成本、長(zhǎng)壽命的儲(chǔ)能技術(shù)路線，重點(diǎn)推動(dòng)鈉離子電池、新型鉛酸電池、液流電池等技術(shù)的示范應(yīng)用，從而滿足未來不同類型用戶的差異化應(yīng)用需求。
④推動(dòng)用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能聚合技術(shù)研發(fā)及示范應(yīng)用。用戶側(cè)儲(chǔ)能點(diǎn)多面廣，單個(gè)項(xiàng)目容量小，難以直接接受電網(wǎng)調(diào)度和獨(dú)立參與電力市場(chǎng)。研究規(guī)模化分布式儲(chǔ)能系統(tǒng)不同應(yīng)用場(chǎng)景下參與電網(wǎng)調(diào)度的聚合方案，探索分布式儲(chǔ)能與其他分布式資源高效協(xié)調(diào)運(yùn)行的技術(shù)解決方案，可推動(dòng)虛擬電廠、多能互補(bǔ)一體化、光儲(chǔ)充一體化等新形態(tài)儲(chǔ)能的商業(yè)化應(yīng)用。
