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各类储能的现状浅析

更新时间:2025-06-15点击次数:

  由第三方投资建设,为多个新能源场站、电网或用户提供共享服务的储能项目,本质是 “集中建设、统一调度、共享利用”。

  典型案例:青海、山东等地的共享储能电站,为省内数十个光伏 / 风电场站提供调峰服务。

  :向新能源场站、电网或用户按容量收取租赁费用(如 0.3-0.5 元 /kWh・年)。

  :参与电能量市场(峰谷价差套利)、辅助服务市场(调频、调峰),收益按租赁比例分配给用户。

  由电网调度机构统一调度,根据各租赁方的需求(如新能源场站的弃电预测、电网的调峰缺口)制定充放电计划。

  优先满足租赁方的保底服务需求(如新能源场站的弃电消纳),剩余容量可自主参与市场交易。

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  接入电网主网架(如 110kV 及以上),由电网企业或第三方投资,用于全网调峰、调频、黑启动等场景的储能项目。

  :通过提供调频(如 AGC 服务)、调峰、备用等获取费用,占电网辅助服务市场的主要份额。

  :在容量市场试点地区(如山东),按装机容量获得固定补偿(约 180-200 元 /kW・年)。

  由省级及以上电网调度中心直接调度,根据电网实时运行状态(如频率偏差、负荷峰谷差)实时下发充放电指令,响应速度要求高(秒级以内)。

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  安装在工业园区、数据中心、商场等场所,服务于用户自身用电需求的储能系统,容量通常在 500kWh-10MWh 之间。

  :低谷时段充电(如 0.3 元 /kWh),高峰时段放电(如 1.2 元 /kWh),价差收益约 0.5-0.8 元 /kWh。

  :通过储能平滑用电负荷,降低最大需量电费(如企业需量电费从 30 元 /kW 降至 20 元 /kW)。

  :参与电网需求响应(如错峰用电),获得补贴(如 0.2-0.5 元 /kWh)。

  需向电网报备运行方案,紧急情况下(如电网负荷紧张)需服从电网的紧急调度指令。

  家庭安装的小型储能系统(如特斯拉 Powerwall),容量通常在 5-20kWh,用于户用光伏消纳、停电备用或电费优化。

  :减少光伏上网电量,提升自用比例(如从 60% 提升至 80%),节省电费。

  自主调度为主,通过智能控制器根据电价、光照自动充放电(如光伏过剩时充电,傍晚用电高峰时放电)。

  部分地区可参与 “虚拟电厂” 聚合(如德国居民储能聚合参与调频市场),但需通过聚合商统一调度。

  将分散的小型储能(如工商业储能、居民储能、电动公交车电池)聚合为虚拟电厂,以 “集群” 形式参与电力市场。

  典型案例:美国 PJM 市场的储能聚合商,整合数万个家庭储能参与调频市场。

  :代表聚合的储能资源参与电能量市场、辅助服务市场,收益按比例分配给个体用户(如聚合商抽成 10%-20%)。

  :将分散储能的容量整合后,参与容量市场投标(如英国储能聚合商通过容量市场获得固定收入)。

  :响应电网调峰需求,获得聚合服务费用(如国内虚拟电厂试点中的聚合商补贴)。

  聚合商自主制定调度策略,根据市场价格信号(如电价、调频服务费)向个体储能下发充放电指令(如 “14:00-16:00 放电,获取峰电收益”)。

  个体储能可选择接受或拒绝指令(如居民储能优先保障自用需求),但需在聚合协议中约定调度优先级。

各类储能的现状浅析(图1)

  :以服务电网公共需求为主,盈利依赖政策支持(如容量补偿)和辅助服务市场,调度完全由电网主导,适合规模化、高可靠性场景。

  :以用户自身经济利益为核心,盈利依赖电价机制和需求响应政策,调度灵活性高但需兼顾电网安全,适合碎片化、市场化场景。

  :通过技术整合与商业模式创新,将分散储能的 “灵活性” 转化为市场竞争力,是未来分布式储能参与电网调节的重要形态。

  随着电力市场改革深化(如容量市场、辅助服务市场全国推广),不同形式的储能将进一步通过 “政策 + 市场” 双轮驱动,实现盈利模式的多元化与调度机制的协同化。

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