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用戶側儲能的收益相對電網側較好，且用戶側儲能除了輔助服務這部分收入是存在變動外，其他兩項收入相比電網側儲能均較為穩(wěn)定。
01
用戶側儲能開始參與輔助服務
近期，南方能監(jiān)局印發(fā)《廣西電力調峰輔助服務交易規(guī)則》(征求意見稿)，文件明確鼓勵發(fā)電企業(yè)通過利用儲能等新技術、開展靈活性改造等方式提升作為調峰能力參與交易，且具備一定規(guī)模的儲能設備的主體可參與需求側調峰享受收益均攤。
同時，東北電力輔助服務新規(guī)于7月1日正式啟動試運行，這是國內首家開展的旋轉備用輔助服務市場，根據《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（暫行）》的通知所述，電儲能可在電源側或用戶側為電網提供調峰輔助服務。其中用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業(yè)協商開展雙邊交易，交易價格的上限、下限分別為0.2、0.1 元/千瓦時。
可以看到，隨著用戶側儲能容量的增加，儲能設備參與電網輔助服務開啟了新局面，在商業(yè)模式上，用戶側儲能迎來了更多的可能。
02
新機制進一步提高用戶側儲能的經濟性
回顧儲能的發(fā)展歷史，從2000年初到現在，一路走來，儲能走過了技術研發(fā)、示范應用和商業(yè)化初期的三個階段。根據CNESA（中關村儲能產業(yè)技術聯盟）統(tǒng)計數據，截至2017年，我國電力儲能（含抽水蓄能）行業(yè)（2000~2017）累計裝機規(guī)模為28.88GW，這也是儲能由示范應用走向商業(yè)化初期的開始。
但在儲能發(fā)展過程中，特別是在電力市場中，儲能參與市場的價格和機制還不夠健全，無法真正實現其作為商品的屬性，這一系列問題也在一定程度上制約了儲能的商業(yè)化進程。
隨著新電改的到來，儲能憑借響應快、配置靈活、控制精準的特點，有了參與電力市場的機會，特別是在參與電力需求側響應方面，儲能輔助電網實現快速調頻、削峰填谷、提高電網穩(wěn)定性，同時，儲能技術作為穩(wěn)定輸出和提供備用的重要支撐技術，也成為售電公司降低電力供應風險的主要手段。
現階段，用戶側儲能主要依靠峰谷價差獲取收益，但據相關研究表明用戶側峰谷電價差需每度電超過7毛，才有可能獲利，用戶側參與輔助服務，經濟性得到進一步提高。業(yè)內有關人士舉例講述過用戶側儲能的收入計算。
計算案例
以三北地區(qū)某省為例，其省內執(zhí)行分時電價政策，峰谷價差最大的一檔為不滿1千伏的一般工商業(yè)用戶，該類用戶低谷電量電價為0.2290元/千瓦時，高峰電量電價為0.9292元/千瓦時，容量電費為28.5元/千瓦/月。
按最好的盈利情景考慮，儲能的收入包括
1、峰谷價差0.7002元/千瓦時；
2、節(jié)省的容量電費為0.2375元/千瓦時（折合至儲能發(fā)電量，按每日放電4小時考慮）
3、獲得的輔助服務補償最高為0.2元/千瓦時。
對應的變動成本同樣為由于儲能機組的充/放電損耗帶來的用戶購電成本增加，相對應的增量購電成本為0.0229元/千瓦時（這還是按日充/放電一次考慮的）。在這一情景下，扣除變動成本之外的儲能帶來增量收入（不含稅）即為0.9865元/千瓦時。
由此可見，用戶側儲能的收益相對電網側較好，且用戶側儲能除了輔助服務這部分收入是存在變動外，其他兩項收入相比電網側儲能均較為穩(wěn)定。
此外，根據《電力市場環(huán)境下獨立儲能電站的運行策略研究》一文得出的結論表明，儲能獨立參與電力市場具備可行性。同時研究基于對日前市場價格的預測，以儲能在日前市場中的總收益最大為目標，考慮預留備用容量的儲能參與日前市場的運行，同時參與多個市場，能夠為獨立運營的儲能帶來更高的市場收益。
參考算例
圖中充電價格曲線和放電價格曲線按照與日前市場價格走勢一致來進行設置，其中備用價格是指參與旋轉備用輔助服務市場的價格。
在三個案例中，案例1是在價格預測的基礎上制定儲能運行策略；案例2是基于真實價格制定儲能僅參與日前主能量市場的運行策略，不考慮預留備用容量；案例3是基于真實價格制定儲能日前市場的運行策略，同時考慮預留備用容量。
最終結果表明，考慮預留備用容量，比只參與日前主能量市場能帶來更高的收益，兩者收益相差280左右。
結語
目前儲能的經濟價值還未完全體現，易電君認為要全面反映儲能的市場價值，最重要的是要允許儲能技術全面參與電力市場各個環(huán)節(jié)，使其在競爭中發(fā)現價值，并建立可持續(xù)的盈利模式。具體措施包括一、適當擴大峰谷電價用戶范圍，為儲能在用戶側的發(fā)展營造良好的市場環(huán)境；二、完善“兩部制”電價，體現儲能電站的電量效益和系統(tǒng)效益；三、允許儲能設施參與正在建設中的電力市場；四、在目前階段給予儲能一定的補貼政策，如建立需求側響應機制，對參與需求響應的用戶應給予合理的服務補償等。
部分資料來源于《王二呆的學習筆記》以及《電力市場環(huán)境下獨立儲能電站的運行策略研究》
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用戶側儲能開始參與輔助服務
近期，南方能監(jiān)局印發(fā)《廣西電力調峰輔助服務交易規(guī)則》(征求意見稿)，文件明確鼓勵發(fā)電企業(yè)通過利用儲能等新技術、開展靈活性改造等方式提升作為調峰能力參與交易，且具備一定規(guī)模的儲能設備的主體可參與需求側調峰享受收益均攤。
同時，東北電力輔助服務新規(guī)于7月1日正式啟動試運行，這是國內首家開展的旋轉備用輔助服務市場，根據《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（暫行）》的通知所述，電儲能可在電源側或用戶側為電網提供調峰輔助服務。其中用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業(yè)協商開展雙邊交易，交易價格的上限、下限分別為0.2、0.1 元/千瓦時。
可以看到，隨著用戶側儲能容量的增加，儲能設備參與電網輔助服務開啟了新局面，在商業(yè)模式上，用戶側儲能迎來了更多的可能。
02
新機制進一步提高用戶側儲能的經濟性
回顧儲能的發(fā)展歷史，從2000年初到現在，一路走來，儲能走過了技術研發(fā)、示范應用和商業(yè)化初期的三個階段。根據CNESA（中關村儲能產業(yè)技術聯盟）統(tǒng)計數據，截至2017年，我國電力儲能（含抽水蓄能）行業(yè)（2000~2017）累計裝機規(guī)模為28.88GW，這也是儲能由示范應用走向商業(yè)化初期的開始。
但在儲能發(fā)展過程中，特別是在電力市場中，儲能參與市場的價格和機制還不夠健全，無法真正實現其作為商品的屬性，這一系列問題也在一定程度上制約了儲能的商業(yè)化進程。
隨著新電改的到來，儲能憑借響應快、配置靈活、控制精準的特點，有了參與電力市場的機會，特別是在參與電力需求側響應方面，儲能輔助電網實現快速調頻、削峰填谷、提高電網穩(wěn)定性，同時，儲能技術作為穩(wěn)定輸出和提供備用的重要支撐技術，也成為售電公司降低電力供應風險的主要手段。
現階段，用戶側儲能主要依靠峰谷價差獲取收益，但據相關研究表明用戶側峰谷電價差需每度電超過7毛，才有可能獲利，用戶側參與輔助服務，經濟性得到進一步提高。業(yè)內有關人士舉例講述過用戶側儲能的收入計算。
計算案例
以三北地區(qū)某省為例，其省內執(zhí)行分時電價政策，峰谷價差最大的一檔為不滿1千伏的一般工商業(yè)用戶，該類用戶低谷電量電價為0.2290元/千瓦時，高峰電量電價為0.9292元/千瓦時，容量電費為28.5元/千瓦/月。
按最好的盈利情景考慮，儲能的收入包括
1、峰谷價差0.7002元/千瓦時；
2、節(jié)省的容量電費為0.2375元/千瓦時（折合至儲能發(fā)電量，按每日放電4小時考慮）
3、獲得的輔助服務補償最高為0.2元/千瓦時。
對應的變動成本同樣為由于儲能機組的充/放電損耗帶來的用戶購電成本增加，相對應的增量購電成本為0.0229元/千瓦時（這還是按日充/放電一次考慮的）。在這一情景下，扣除變動成本之外的儲能帶來增量收入（不含稅）即為0.9865元/千瓦時。
由此可見，用戶側儲能的收益相對電網側較好，且用戶側儲能除了輔助服務這部分收入是存在變動外，其他兩項收入相比電網側儲能均較為穩(wěn)定。
此外，根據《電力市場環(huán)境下獨立儲能電站的運行策略研究》一文得出的結論表明，儲能獨立參與電力市場具備可行性。同時研究基于對日前市場價格的預測，以儲能在日前市場中的總收益最大為目標，考慮預留備用容量的儲能參與日前市場的運行，同時參與多個市場，能夠為獨立運營的儲能帶來更高的市場收益。
參考算例
圖中充電價格曲線和放電價格曲線按照與日前市場價格走勢一致來進行設置，其中備用價格是指參與旋轉備用輔助服務市場的價格。
在三個案例中，案例1是在價格預測的基礎上制定儲能運行策略；案例2是基于真實價格制定儲能僅參與日前主能量市場的運行策略，不考慮預留備用容量；案例3是基于真實價格制定儲能日前市場的運行策略，同時考慮預留備用容量。
最終結果表明，考慮預留備用容量，比只參與日前主能量市場能帶來更高的收益，兩者收益相差280左右。
結語
目前儲能的經濟價值還未完全體現，易電君認為要全面反映儲能的市場價值，最重要的是要允許儲能技術全面參與電力市場各個環(huán)節(jié)，使其在競爭中發(fā)現價值，并建立可持續(xù)的盈利模式。具體措施包括一、適當擴大峰谷電價用戶范圍，為儲能在用戶側的發(fā)展營造良好的市場環(huán)境；二、完善“兩部制”電價，體現儲能電站的電量效益和系統(tǒng)效益；三、允許儲能設施參與正在建設中的電力市場；四、在目前階段給予儲能一定的補貼政策，如建立需求側響應機制，對參與需求響應的用戶應給予合理的服務補償等。
部分資料來源于《王二呆的學習筆記》以及《電力市場環(huán)境下獨立儲能電站的運行策略研究》
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