12月6日，国际能源署(IEA)发布《可再生能源 2022 》报告，文件对全球可再生能源新增装机做出大胆预测：“预计2022年至2027年期间全球可再生能源装机容量将增长2400吉瓦，这相当于中国目前的全部电力装机容量部门。这一预测比上年同期高出30%。”

IEA报告认为：“未来五年可再生能源将占全球电力扩张的 90% 以上，到 2025 年初可再生能源将超过煤炭成为全球最大的电力来源。预计其在电力结构中所占的份额将增加10个百分点，到2027年达到38%。”

▲ 可再生能源在不同区域的发展加速情况 2010-2027

之所以全球可再生能源发展有如此规模化的增长，IEA报告认为：这是因为这是中国、美国和印度的推动作用。这些国家比先前计划更快地实施相关政策并引入监管和市场改革，以应对能源危机。根据中国公布的“十四五”规划，未来五年，中国将占全球新增可再生能源容量的近一半的数量，是新增可再生能源装机的主力军。

工商业储能是分布式储能系统在用户侧的典型应用，其特点是距离分布式光伏电源端以及负荷中心均较近，不仅可有效提升清洁能源的消纳率，还可有效减少电能的传输的损耗，助力“双碳”目标的实现。

我国光伏发电发展迅速，2022年1-10月国内光伏新增装机量达58.24GW，分布式装机15.68GW，但工商业储能依然处于起步阶段。中关村储能产业技术联盟报告显示，截至今年9月末，国内已投运电力储能项目累计装机规模达50.3吉瓦，同比增加36%。另外，国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》，意见稿指出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易等。

当前，我国正在建设新型能源体系，风电、太阳能等新能源的占比不断提高。10月国家能源局科技司副司长刘亚芳在接受采访时介绍，我国新型储能技术已经从示范应用进入商业化运用阶段，并逐步形成产业化体系，应用场景越来越多元化，项目布局遍及电力系统发电、输电、配电、用电的各个环节。预计到2025年末，新型储能在电力系统中的装机规模达到3000万千瓦以上，年均增长50%以上，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

根据BNEF预测，全球2025年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。存量光伏工商业中，假设储能渗透率逐渐提升，2025年全球存量的工商业光伏配套储能装机容量可达12.29GWh。

当前，在拉大峰谷价差、设立尖峰电价的政策下，工商业用户安装储能的经济性已显著增强。未来，随着全国统一电力市场的加速构建、虚拟电厂技术的成熟应用，电力现货交易及电力辅助服务也将成为工商业储能的经济性来源。此外，储能系统成本降低也将进一步升工商业储能的经济性。这些变化趋势都将推动不同应用场景下工商业储能商业模式的迅速形成，赋予工商业储能强大的发展潜力。

在今年电力能源紧缺的背景之下，光伏产业链整体呈现增长态势，也由此引发业界关于“光伏发电能否解决电力紧缺”的猜想。特别是在当前农村户用分布式光伏发电已具备一定数量的基础上，“灵活分布”“以量取胜”成为一种朴素的“求解”思路。

“光伏+”这类能源的复合发展理念，将光伏发电与当地生态治理、农林牧渔等领域进行融合，立体式利用资源，进行综合发展。

工商业储能系统不同于大规模储能调峰调频电站，它的主要目的是利用电网峰谷差价来实现投资回报，主要负荷是满足工商业自身内部的电力需求，实现光伏发电最大化自发自用，或者通过峰谷价差套利。

工商业储能系统与储能电站系统都包括电池系统+BMS、PCS、EMS、变压器，机架，连接线缆、汇流柜、防雷及接地系统、监控及报警系统等，系统均进行模块化设计，系统电压、容量灵活配置。

工商业储能多一体化建造，采用一体柜。工商业储能对系统控制的要求低于储能电站，部分PCS产品也具有BMS的功能。在EMS方面，工商业储能只需要设定充放电时间即可完成能量管理，功能性需求也低于储能电站。

但是随着大工业用户的增多，工商业储能配备容量可以达到MW级以上，系统配置与储能电站基本一致。

▲ 工商业储能与储能电站系统配置比较

采用PCS的交流耦合储能的工商业储能系统工商业储能系统系统配置与储能电站基本一致，但相对容量较小，其系统功能也相对简单。

PCS逆变器通常以双向变流为多见，在中小工商业储能系统中也开始用50-100kW的光储一体机，工商业储能系统的EMS也与大型储能电站不同，工商业储能系统通常不用考虑电网调度的需求，主要是为本地提供电力，只需要具备局域网内能量管理和自动切换即可。

▲ 采用PCS的交流耦合储能的工商业储能系统

▲ 采用光储一体机的直流耦合工商业储能系统

工商业储能的盈利模式是峰谷套利，即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同时避免了拉闸限电的风险。

伴随着分时电价的完善，峰谷电价差拉大，工商业储能的经济性明显提升。目前国内工商业储能的运营主要有两种商业模式。一是由工商业用户自行安装储能设备，可以直接减少用电成本，但是用户需要承担初始投资成本及每年的设备维护成本。另外一种是由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业投资建设储能资产并负责运维，工商业用户向能源服务企业支付用电成本。

同时，用户侧储能实现多场景扩张，出现充换电站、数据中心、5G基站、港口岸电、换电重卡等众多应用场景。

▲ 工商业储能商业模式

工商业储能市场包括光伏工商业和非光伏工商业两类使用场景。

对于商业和大工业用户，亦可通过光伏+储能配套的模式实现电力自发自用。由于用电高峰与光伏发电高峰时间较为一致，因此工商业分布式光伏自发自用比例较高，储能系统容量与光伏功率多为1:1进行配置。

对于商业楼宇、医院、学校等不适用于安装大规模光伏自发电的场景，则通过安装储能系统达到削峰填谷、降低容量电价的目的。

根据BNEF的统计，2020年4小时储能系统平均成本降至332美元/kWh，而1小时储能系统平均成本为364美元/kWh，储能电池成本降低、系统设计优化、系统充放电时长标准化程度提高将继续推动储能系统价格下降，推动工商业光储配套的渗透率提高。

 1  新能源消纳

光伏具有很强的间歇性和波动性，自发自用、余电上网的光伏电站发电量超出负荷所能消耗时，多余的电则以较低价格送入电网。当光伏供给负荷电量不够时，工商业用户又得向电网购买电能，电网和光伏系统同时给负载供电。工商业用户在配置光伏情况下用电成本没有得到最大化的降低。

配置储能系统后光伏电量优先存于储能中，余电供应负荷，待光伏电量不足时，由储能向负荷供电，通过储能系统平滑发电量和用电量，提升光伏发电的消纳率，最大程度上实现用电利益最大化。

 2  峰谷套利

增设储能系统实现价值的最直接方式是对峰谷电价的套利。用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。

▲ 峰谷套利示意图

11月29日，山东省发改委发布《山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知》：

电价浮动比例：高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。峰谷价差的进一步拉大提升了储能的套利空间。深谷时段充电、尖峰时段放电不仅可以起到削峰平谷的作用，还可以帮助配备了储能的业主套取更加丰厚的利润，有效实现了双赢。

 3  需量管理

我国针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，电度电费是指按用户实用电量计算的电价，基本电费是指按用户受电变压器（按容收费）或最大需量计算（按需收费）的电价收费。

基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。

 4  配电增容

当工商业用户而原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。

 5  需求侧响应

电力需求响应，是指当电力批发市场价格升高或系统可靠性受威胁时，电力用户接收到供电方发出的诱导性减少负荷的直接补偿通知或者电力价格上升信号后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升的短期行为。

简单来说，就是企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。

以广东省印发《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》的通知，广东对用户侧储能给出鼓励价可到3.5元/kWh，电力用户可做到生产、补贴两不误！按照广东省往年历史数据推导得出一年响应需求约60次左右，投资回收期可缩短一年。

 6  电力现货交易

电力现货交易是指发电企业等市场主体以市场化交易的形式提供电力服务的交易机制。随着中国电力市场改革步伐的加快，国家出台新政鼓励储能参与电力现货市场，储能产业新的商业模式被激活。

 7  电力辅助服务

电力有偿辅助服务是指并网发电侧在基本辅助服务之外能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）所提供的辅助服务。

包括:一次调频、自动发电控制、调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等等有偿辅助服务应予以补偿。工商业储能可以通过在电力市场上提供辅助服务作为新的盈利渠道。

双碳目标下，新型电力系统最大特点就是新能源爆发性增长，由于新能源发电的间歇性、随机性，造成了电力系统时间上和空间上的不平衡，解决电网的不平衡问题需要储能。新能源和储能恰似一对孪生姐妹，是相互支撑发展的。所以，新能源的发展带动了储能的发展。

在储能行业里，我们现在需要多时空尺度的储能体系。时间尺度看，需要从小时级到天甚至更长时间，短时储能可以平抑电力不平衡，长时储能平抑能量不平衡；空间尺度看，需要有发电侧、电网侧、用户侧的，储能将无处不在，将解决时间、空间上的不平衡，储能将重构电力系统。

谈到储能的时候，不能忽视一个重要话题就是机制，在制度经济学里面有一个核心思想，所有的创新都是结果，而机制是创新的源泉和动力。政策机制之所以是动力，是因为机制能够精准地辨识所有技术的价值，并开展谁创造的价值谁分享的公平分配。

目前，储能参与电力市场建设已在国内如火如荼的开展，从年、月、周、日形成了一个持续递进的新型市场体系，我们有现货市场、日前日内市场、辅助服务市场，未来随着新能源高比的例发展，量变引起的质变，将产生什么样的问题，这里引出了今天报告的第二个主题，当前电力市场体系存在的问题。

在高比例新能源情景下，当前电力市场体系存在着什么样的问题？对储能价值的度量又存在什么样的问题？在抛出这些问题后，一定要注意新型电力系统下电力市场体系产生了质变。

为了说明这个问题，我们需要先回顾一下电力现货市场的一个基本原理。在电力现货市场中，新能源、水电、火电都会各自报价，这些报价会形成在某一个时段的排序，最后会有一个满足电力系统负荷需求的报价，就成为这个时段的边际价格。但是当新能源比例高到一定程度的时候，将给电力现货市场带来挑战，主要表现在三个方面：

挑战一：现货市场价格信号“消失”、灵活调节资源收益不足。

随着新能源比例的逐步提高，火电将成为灵活性资源，如果由新能源决定边际价格，其近零边际成本将导致现货价格信号消失，价格调节作用不复存在；如果由昂贵、少量的灵活性资源决定边际价格，新能源与灵活性资源的供电服务差异性无法体现，新能源将获取超额利润，产生严重的“搭车”后果。

挑战二：容量定价困难。

新能源容量同时率低，有效容量逐日、逐时、逐地变动，市场供求关系的时变性决定了不同时刻的容量价值是不一样的，难以形成对新能源固定成本的定价机制。

挑战三：新能源消纳成本分摊呼唤公平合理的机制。

新能源的发展离不开调节资源，以提供灵活性资源而产生的调节成本，也是新能源一种外部成本。关键的问题这个成本由谁来承担？新能源装不装储能，整个系统为它付出的成本是不一样的；用户也是如此，是否装储能，用电曲线波动也不一样。这就产生一个问题：这种成本如何公平的分摊给所有的新能源和用户，这就需要有一种价值的度量，能对储能进行价值认定。这个问题在英国即将启动的新一轮电力市场改革计划中也得到了充分的重视，最近英国咨询机构提出了，未来的电力市场要需要按照产品的特性解耦，分为传统能源和新能源两个市场。

电力现货市场可以精细刻画每一时段电能价值

当前，我们国家储能产业如火如荼地发展，下一步呼唤机制让储能产业健康、高质量发展。

首先我们需要明确当前的新能源配比储能面临着哪些问题，主要有以下三点：

 1  新能源企业配比储能，加重了企业经营负担；新能源企业配比储能后，上网电价并没有变，也没有给储能成本一个疏通渠道，加重了企业经营负担，严重挫伤了新能源企业配置储能的积极性。

 2  储能充放电量安排与新能源企业利益直接相关，调度的公平性监管难度大；

 3  迫切需要市场机制度量储能的价值。当前迫切需要建立一种机制，对新能源配储进行价值度量，以辨识新能源电站配置储能与否、调度次数、运行效果，这就是价值度量。

通过峰谷电价、尖峰电价等价格信号，就可以激励市场成员自发配置储能或调峰资源。峰平谷对于负对需求侧响应确实具有很好的调节作用，但新能源的波动随机性、间歇性大，而现行峰平谷电价是固定的，难以反映真实的供需关系，也无法准确反映新能源出力的时序波动。价格如果不能够反映供求关系的时变性，则难以度量储能平抑这种波动性的价值，因此我们希望电力市场机制应具有这样的功能。

只有电力现货市场，才能精细刻画每一时段的电能价值。日前市场分时的价格信号能够激励储能、需求侧响应、调峰资源的交易行为，激励电化学储能平抑新能源发电短时间尺度的波动性、跟踪负荷的时变性；实时市场的尖峰电价能够激励储能套利行为和需求侧动态响应；调频市场的价格信号能够激励储能以更快速的方式确保更细时间尺度内的电力供需平衡。

以新能源为主的电力现货市场的建设将彻底改变未来的调度方式。未来的电网将是源网荷储，储能成为一个重要的环节，这个环节的价值功能被发挥出来，就需要一个体制机制。《电力现货市场基本规则》和《电力现货市场监管办法》征求意见稿出来了，我们已经注意到了这方面在悄然变化。

 1  随着新能源比例越来越高，如何构建电力现货市场？

将新能源与灵活性资源解耦，新能源单独组织市场开展交易，而将所有与新能源配合的资源纳入为灵活性市场；这两个市场与绿色证书市场相协同。新能源与化石能源不能在同一市场中竞争，因为这两种商品成本属性发生了根本性的变化，前者是正的外部成本，而后者是负的外部成本；前者以固定成本为主，而后者以燃料、运行成本为主。

在这一市场体系中，用户将怎么参与？是多市场均衡的过程。市场主体逐利的选择促进了不同市场之间的均衡与协同发展。通过市场主体的交易，实现了三个市场均衡，达到了用户在三个市场上购电全成本的均衡化。夏清教授强调，市场的本质在于：一定要把选择的权利交给用户，由于用户逐利的行为、选择的行为，使得各个市场之间开展了一种基于全成本的市场均衡过程。

 2  以分时容量电价度量储能价值

新能源有固定成本，用户将这些成本分摊到每天；在每一天里面，又根据负荷曲线的供求关系，再将成本分摊到每个小时；这样通过竞争形成了与传统现货市场兼容、各个时段的分时容量电价（传统叫分时电价）。有了分时容量电价，就可以对储能在不同时刻的价值进行度量；没有分时电价，则很难对储能价值进行定价。

市场最本质是什么？市场从来不叫你做什么，总是以价格信号去引导你做什么，这就是市场的魅力，引导着资源高效地优化配置。

分时容量电价能够激励用户提升储能需求侧响应的能力，引导灵活性资源投资。当用户在没有储能设施的情况下，如果基于容量分时电价的用电成本高时，则必然激励用户投资储能等资源进行削峰填谷，降低电费成本。以新能源固定成本形成的分时容量电价的现货市场，能够以价格反映新能源与电力需求的匹配度，这样的价格信号必然能够引导源荷的发电与用电行为，促进源与荷在时序上更加匹配，这就是市场制度精妙所在。以分时容量电价能够度量储能价值，必然激励新能源与储能协同发展。

 3  形成公平的分摊机制

以新能源为主的新型电力系统的灵活性市场设计中，交易周期有日前和实时，交易品种有不平衡电量、调频、备用等，供应资源有火电、新型储能、抽水蓄能电站等，需求方主要是新能源和用户。

上述的市场体系能够引导用户使用绿电，使用新能源；不平衡的部分可以在灵活性市场购买。在灵活性市场中，让火电、抽水蓄能、储能设备、虚拟电厂、需求侧响应等各种灵活性资源充分竞争，必然形成了各时段灵活性市场的分时价格。

在这样的市场体系下，用户购电需求可以分为新能源和常规电源市场两个部分。新能源市场上购买的部分按照新能源日前市场结算，其余的需求在灵活性市场购买，按照灵活性市场的分时价格结算。这两者的比例由用户自身抉择。用户需要考虑全成本，包括碳排放成本、绿证成本、两个市场的分时价格，开展购电决策，本质是多个市场的均衡过程。作为好的市场设计，就是给出精准的价格信号供用户的选择，当多个市场达到均衡时，则完成了最优的资源优化配置。

另外一方面，在灵活性资源备用市场中，该市场成本分摊应该考虑新能源预测偏差大小。谁引起的偏差更大，则必须承担更多的社备用市场成本，这是因为备用市场对这些预测偏差大的新能源企业发挥了更大的作用，这符合制度经济学的原则，谁造成的成本、谁就去承担，否则将产生“搭车”，而导致资源优化配置错配。

在这样的机制下，所有的新能源预测会越来越准，用电曲线预测偏差越来越小。这个“准”与“小”的背后，是储能发挥了重要的作用。预测总是有偏差的，但储能可以“熨平”这种偏差。现货市场促进新能源和储能协同运行，现货市场上的时段划分甚至要到5分钟一个时间间隔，时间间隔越短、波动越大的可以度量出来了，谁的偏差越大。则需要的AGC调频资源多，谁就应该承担更多AGC市场的成本。

在上述的市场体系中，电能价值由新能源分时容量市场及偏差平衡市场共同决定。新能源分时容量市场能够提供反映电网各时段容量稀缺性的分时价格信号，鼓励新能源市场主体以套利的方式优化储能运行；灵活性资源现货市场提供反映实时供求关系及再平衡成本的价格信号，逐时递进反映灵活性资源稀缺性。多层次、立体的时空价格信号为储能等灵活性资源提供了价值度量，展示了获利空间，将激发储能产业按照源网荷储协同发展的需求合理投资、最佳运行，激励新能源与储能产业的协同发展。

希望未来的市场机制可以达到这样一个境界，将激励形成源网荷储协同运行的新模式。在发电侧、负荷侧分布式地安装储能， “熨平”新能源出力和用电负荷曲线，将电网调度由电力平衡转变为电量平衡，减少为满足尖峰负荷投资的输电线路，使得源网荷三个环节协同共赢发展，这就是体制机制所追求的崇高境界。

新型的电力系统是以新能源、电网、储能、主动负荷重构能源系统，只有满足激励相容的机制，才能激活各环节的活力，激发源网荷储高效精准的互动，激励新能源与储能协同发展。

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