目前儲能建設和運營成本雖然居高不下，但業已發展到一定階段，具有一定的經濟性。相信隨著儲能技術的進一步發展，儲能成本的進一步下降，儲能必然會邁過商業化門檻，不僅安全可用，而且經濟適用。

一、傳統電力系統迫切需要本質升級

傳統電力系統由“源網荷”三者組成，為最大化利用清潔電力，平滑清潔電力的“間歇性、波動性”，穩定電源供應，儲能成為解決問題的關鍵。傳統的“源網荷”電力系統由此變為“源網荷儲”電力系統。

當前儲能基本配置在“源”側和“網”側，在“荷”側有個別用戶投資自建儲能，規模總量基本可以忽略不計。這種或依附于“源”、或依附于“網”、或依附于“荷”的“儲”只為依附方服務，不能成為獨立一極。這樣的“源網荷儲”電力系統實質上是加強版的“源網荷”電力系統，主角依然是“源網荷”，“儲”只是“源網荷”各自的小跟班。“儲”在其間沒有地位，沒有發言權。新型電網是“源網荷儲”四維互動的關系，迫切需要明確及提升“儲”的地位，各方平等，傳統電力系統才能本質升級，構建為面向未來的“源網荷儲”四維融合互動的新型電力系統。

二、“荷”側用能心態分析

就目前而言，“源”側或“網”側配置的儲能，都不能積極地和“荷”側互動，電力系統實質上依然沒有擺脫“源隨荷動”的傳統。在節能減排的大背景下，“網”側積極地給“荷”側描繪碳形象，提供節能結果報告，幫助進行節能分析。都根本上不能直達用戶痛點，不能協助用戶主動進行節能減排。

真正了解“荷”側需求只有“荷”自身。如果“荷”不能自主選擇發電來源，不能區分究竟是化石能源發電還是清潔能源發電，也沒有利益驅使其選擇發電來源，“荷”側并不在乎是“黑電”或“綠電”。就如同城市打出租車，“油”車和“電”車每公里單價一樣，同樣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”車還是“電”車。

只有通過利益和利害方式把“荷”側的主動性調動起來，讓“荷”參與電源選擇甚至是電力調度，才能改變過去“源隨荷動”的被動式供電，用戶有意愿且有能力主動選擇綠色能源，才能在此基礎上構建未來新型電力系統，才能是各方互動的新型電力系統。

三、儲能現狀分析

（一）用戶側建設儲能條件及作用：

1.必須擁有一定體量，才具備財力投資儲能。

2.各地電價政策不一，當峰谷電價差額足夠大，用戶有動力和意愿投資儲能，以達到降本增效目的。

3.必須擁有一定的技術能力，以確保儲能安全有效運行。

4.必須有合適場地建設儲能。

用戶側建設儲能四個條件缺一不可，而且用戶側儲能設施不能向電網反供電，收回儲能建設運營成本渠道單一，只能靠峰谷差去消化。所以用戶側儲能只有特殊性，沒有普適性。

（二）電網側建設儲能條件及作用：

1.作為基礎設施建設，相對容易獲得當地政府支持，可獲得合適儲能建設用地。

2.具有專業技術能力和團隊，保障儲能電站的安全運行。

3.具有一定財力建設儲能。

4.消納社會清潔能源發電，電網調頻，削峰填谷。

兩者對比，“荷”側建設儲能門檻較高，更多考慮是躲避電網峰價，降本增效，一般和清潔發電利用無關。而且因各自條件不同，投資意愿也不同，不具備社會推廣性。“網”側建設儲能門檻較低，而且“網”側儲能屬于公共設施，對社會貢獻益處良多，但因為當前電價政策下，儲能成本不能合理地反應在銷售電價上，所以電網側缺乏一個積極部署的理由——利益！

縱然“儲”將成為未來電力系統的重要組成部分已成為社會各方共識，但各方缺乏投資意愿，“儲”在當前生態下難以自我健康成長。

四、光伏儲能投資分析

以某太陽能資源一般地區為例，當地年日照小時數為2200小時—3000小時，一般工商業高峰電價為0.8179元/度。

（一）單一用戶投資“光伏+儲能”情況分析：

該地區A用戶擁有1000 m2的可架設光伏面積。

采用多晶硅太陽能電池的光伏系統，市場單價為3元/瓦，每瓦安裝費0.5元，即光伏系統為3.5元/瓦。一般100平方米可架設8—13kW的光伏板，取均數10kW/100m2。A用戶可架設100kW的光伏板。

靜態光伏系統投資為100000(W)×3.5(元/W)=35萬元。

根據最新市場報價，儲能鋰電池約為1.00元/Wh。自投資容量為400 kW·h、功率為100 kW的儲能電站。電池投入400000W·h×1.00元/W·h=40萬元；儲能對應逆變并網設備、儲能監控及基建等費用約為17.5萬元。儲能電站總投入約57.5萬元。

光伏和儲能合計投入35萬元+57.5萬元=92.5萬元。

光伏發電系統損耗為30%，按當地年日照2000小時計算，該光伏系統年發電量為：

2000小時×100KW×（1-0.3）=14萬度電

所發電量全部存入儲能電站平滑后再逆變成交流，經地區公網返回該用戶，儲能電站選用鋰電池，損耗較小。一充一放損耗約為10%。

A用戶每年可有效使用清潔電量：

14萬度電×（1-0.1）=12.6萬度電

該地區一般工商業高峰電價為0.8179元/度，所發電量經儲能緩存至電價高峰時段使用，每年節省電費：

126000度×0.8179元/度≈11萬元

靜態投資回收期=92.5萬元÷11萬元/年=8.4年

多晶硅光伏板使用壽命約15年，磷酸鐵鋰電池無衰減使用壽命約為10年，均大于8.4年靜態投資回收期，整體投資獲利可期。

（二）用戶側投資“光伏”，電網側投資“儲能”情況分析：

電網側“儲能”作為共享資源，向周邊用戶開放，用戶按需付費租用電網側儲能容量，可以較完美地綜合電網側和用戶側的需求，結合自身特點揚長避短。

在這種情況下，多個用戶租用電網側儲能容量，客觀上共享該儲能電站的逆變等設備，既可達到實際使用效果，又可降低用戶一次性投入成本，也可降低用戶后期長期維護成本。

舉例說明：A用戶自建有100kW光伏發電，電網企業在其鄰近處按A用戶需求配套建設400kW·h儲能，接收A的光伏直流發電，或存儲或逆變后經公網交流再供電回用戶；鄰近該儲能電站的B用戶自建有50kW光伏發電，電網企業按需搭積木式配套建設200kW·h儲能；同樣按需搭積木式擴容該儲能電站，滿足C、D用戶。A、B、C、D四個用戶客觀上共享該儲能電站的除電池外的其它設備，有效地降低了電站投資成本，縮短儲能電站投資周期。

（三）以上兩種形態對比分析：

光伏建設成本日益降低，發電平價上網都會盈利，發電自用更能降低自身用電成本。就單一用戶全方位投資“光伏+儲能”而言，雖然在理論上可完全收回投資并有相當盈利，但不確定因素較多，回報期較長，資金占有嚴重，且需要承擔后期人工及設備維護費用，故用戶全線投資“光伏+儲能”意愿不強。而且光伏的波動性和間歇性，使得用戶的用電體驗較差，也嚴重影響用戶光伏自建自用積極性；再加上目前政策上對“余電上網”變現預設有消納前提，且手續繁瑣，對小容量光伏發電不太友好，進一步打擊用戶自建分布式光伏的積極性。

作為增量配電企業，在轄區提供共享儲能服務，海納百川式接納各個中小用戶的光伏發電，對于清潔發電來者不拒，經“平滑”加工后提供給用戶，可完全消除用戶對供電穩定性的疑慮；也可在用戶同意下以高于國家補貼后價格、低于目錄電價的基礎上，經公網供給其它用戶，為簽約用戶提供余電變現通道。在此過程，用戶通過儲能及電網調度，在保障自身供應基礎上，投資收益最大化；儲能投資方收取相應容量的基本租賃費獲取收益；電網企業收取按電量計算的服務費獲取收益。最終實現多方共贏。

五、“用戶側光伏，電網側儲能”配置應用場景：

在“用戶側建光伏，電網側建儲能”基本硬件架構的基礎上，建設“智慧平臺”，用戶隨時掌握電網供電情況、光伏發電情況、電站電量情況，可隨時選擇電網供電或電站供電，也可選擇以合適價格售出己有電池電量。

“智慧平臺”不僅包含傳統意義的營配調，功能要求要賦予用戶參與互動機會，建設實時電力交易平臺，最終構建“源網荷儲”四維融合互動新型電力系統。它不僅是一個政策創新，也是許多技術創新加以支持的系統創新。以“儲”為共有交匯點，用戶參與電力調度，交易平臺上交易儲能電站電量，實現用戶側成本最小化，效益最大化。電網企業可根據協議價收購儲能電站“光伏溢出”電量，為公網供電，平臺服務用戶之間電量交易，實現電網側成本最小化，效益最大化。最終實現多方共贏，全社會共贏。

應用場景一：用戶租賃容量充滿，且已滿足自用后，多余電量可按雙方簽訂協議供給公網，為用戶保底變現。

應用場景二：在光伏發電高峰時，且電網供電不為峰價時，選擇光伏電量存儲，由電網供電。待電網供電為峰價時，可選擇存儲電量供電。由于存儲電量歸屬權為用戶，電網不收取電費。這樣可對清潔發電“跨時轉移”，降低用戶用電成本。

應用場景三：當增量配電網外網電源故障或計劃停電，增量配電網失去外部電源，此時，A、B、C、D等簽約用戶由“儲能電站”經公網繼續供電。未簽約用戶供電開關自動跳閘斷開，待外網電源恢復后才能自動合閘接受電網供電。若故障時間較長，A用戶存儲電量耗盡，A用戶供電開關自動跳閘。

應用場景四：接場景三外部故障，A用戶已耗盡自己的存儲電量，B用戶沒有使用或有較多的電量富裕。經B同意，A用戶可通過競拍方式繼續獲得B用戶的存儲電量，“電力銀行”作為交易平臺為雙方服務，收取按電量電價計算的服務費。

應用場景五：增量配電企業自投光伏，電網電價平價時光伏發電存儲，電價峰時經公網進行轄區供電，以實現效益最大化。也可在外部電源故障時，結合應急供電車為特約用戶提供保電服務。

應用場景六：A用戶可以通過智慧交易平臺隨時選擇售出儲能電量，所獲收益將高于現在光伏電量收購價（選擇在電網峰價時售出收益最高）。

應用場景按具體運營情況，有待后續補充更多場景。需要明確說明的是，儲能投資方和電網企業收取的“容量租賃費”和“服務費”，不一定為現金，也可按電量折算，如存儲A用戶2度電，按1.5度記賬，其中0.5度電折算為服務費。

六、“源網荷儲”四維融合互動對各方的好處：

（一）對用戶好處：

1.區別于以往光伏發電政策，余電不僅能變現，也能變電。

2.無需投資逆變設備，節省用戶投資，也省卻后期逆變設備維護費用。

3.自發自用電源經儲能平滑后，電源穩定。

4.用戶可以對供電電源有選擇權。

5.無需投資儲能，減少資金占有；“電力銀行”專業維護儲能電站，增加電站安全性。用戶隨時申請增加或減少租賃容量，使用靈活性更高。

6.在電網外部電源故障期間，可不間斷獲得電力。

7.按電力供應實時情況，用戶可以通過“智慧平臺”，隨時自由靈活處理存儲電量和清潔發電電量，實現效益最大化。

8.擺脫場地限制，可“無限制”按需增加儲能容量。

（二）對增量配電企業好處：

1.按需投資儲能，最大化降低投資的盲目性。

2.擺脫光伏投資的場地限制，充分調動社會資源投資光伏發電，有利于分布式發電推廣。

3.專業儲能，保障儲能運行安全。高效收集社會閑散發電資源，打通清潔發電和清潔用電的通道。

4.增加公司業務范圍，擺脫電價政策限定，儲能供電變為電力服務。

5.可通過公網為用戶提供異地保電服務。

6.儲能設施價值將得到最大化利用。

a/響應清潔發電就地消納政策；

b/延緩變電站容量投資；

c/減少向上級電網繳納的容量電費；

d/增強電網供電可靠性；

e/可參與上級電網調頻調峰行動，同時獲得峰谷差價;

7.構建的電力交易平臺，必然保有買賣雙方的結算資金，在發展到一定階段，“智慧平臺”必然會拓展出金融業務，具有金融屬性。

8.相對從上級電網買入的電價，增量配電企業可以以更低的價格買入用戶儲能電站的電量，按政策電價售出，獲得利益最大化。

七、“源網荷儲”四維融合互動進一步分析

在當前“碳達峰碳中和”的大背景下，發展清潔能源既是歷史使命，也是歷史必然，構建“源網荷儲”四維融合互動新型電力系統是電力革命的必由之路。“儲”必須是獨立一方，擺脫以前的依附性，才有資格有能力和“源”、“網”、“荷”三者互動。當前儲能投資主要是依靠政策強令投資或企業責任投資，而缺少因利益而投資。只有設立互動機制，讓儲能投資成為可獲利投資，才能贏得社會資本青睞，反過來也會促進儲能各方面健康成長。

目前儲能建設和運營成本雖然居高不下，但業已發展到一定階段，具有一定的經濟性。相信隨著儲能技術的進一步發展，儲能成本的進一步下降，儲能必然會邁過商業化門檻，不僅安全可用，而且經濟適用。當下時，建設“源網荷儲”四維融合互動新型電力系統也是迫在眉睫。在建設應用示范項目時，作為儲能和智慧平臺架設方，應積極爭取政策扶持著眼未來，打造“源網荷儲”四維融合互動新型電力系統。

同時，“源網荷儲”四維融合互動新型電力系統也可積極為清潔能源發電、為全社會最大化減排助力，為供需雙方履行社會責任布設有利環境。

八、“源網荷儲”四維融合互動新型電力系統對增量配電企業的意義

增量配電企業相對于上級電網企業，在規模上不能與之相提并論，如果拘泥于傳統供電服務，并以此對標，永遠無法與之相媲美。再者，國家進行增量配電電力改革，目的不是再造一個傳統供電局，而是希望增量配電企業以大電網為依托，發展出有利于清潔能源利用的商業模式。

這種“源網荷儲”四維融合互動新型電力系統有所區別于傳統電力系統，通過智慧平臺實現“源網荷儲”互聯互通，打造真正的智慧電網、數字電網，提高清潔能源使用面積，有效降低用戶用電成本。僅就就增量配電企業而言，與其建設傳統電力系統，不如先行一步，利用上級電網托底優勢，發展新型電力系統，既可為增量配電企業探索生存之道，為電力改革做有益嘗試，也可為國家“雙碳”目標做出實實在在貢獻。