在由SMM主办的CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会-储能产业论坛上，云智环能CEO 张隽永介绍了“工商业储能运营解决方案”的相关话题。他表示，随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入"深水区"、"无人区"，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。下一步电力市场建设，必须紧密结合电力市场建设外部环境发生的新变化，更好服务和支撑新型电力系统建设运行需要。
国内方面，自2015年中发9号文印发以来，我国电力市场化改革持续深化；经过多年的努力，电力市场建设取得积极成效，形成了覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。2022年是我国电力市场全形态运营的第一年，是在我国电力市场建设历程中具有标志性意义的一年。
随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入"深水区"、"无人区"，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。下一步电力市场建设，必须紧密结合电力市场建设外部环境发生的新变化，更好服务和支撑新型电力系统建设运行需要。
国内层面
（1）供需形势变化拐点：长期平衡形势日趋紧张
长期看，全网可靠供电能力增长不足：近年来，我国传统能源装机增长速度远小于最高负荷增长。考虑到我国用电需求仍保持中高速增长，以及新能源出力的不确定性，满足高峰负荷特别是晚高峰需要进一步提升可靠供应能力。
"十四五"后半段至"十五五"期间，电力供应保障的主要矛盾可能会从一次能源供应不足向可靠发电装机容量不足转变。
（2）供需形势变化拐点：极端条件下电力系统供应保障难度加大
极端高温引发最高负荷快速增长：去年迎峰度夏期间，高温天气来得早、范围大、持续久，国网经营区域内最高负荷达10.69亿干瓦，较去年最高增长约1亿千瓦，增幅接近10%，远高于用电量增速，电力供应保障难度前所未有。
水电供应出现“黑天鹅”：去年迎峰度夏期间，水能资源较常年明显偏少，水电总体出力不足，导致四川、重庆等地区出现极端供应紧张局面。
（3）2024年全国各地分布式光伏接入容量告急
1月4日福建省三明市建宁县人民政府发布可新增开放容量为0MW。1月5日，国网湖北省电力有限公司襄阳供电公司也发布关于分布式光伏可接入容量为0MW的报告。而除上述两个地区外，据业内媒体统计，近日来，已有包括山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建、河北等地陆续发布分布式光伏接网承载力情况评估，在已发布的分布式光伏可开放容量地区中，据不完全统计，超过5省118个县市可开放容量为0。
（4）新能源全面进入竞价时代
2023年12月29日，河南发改委印发《河南省优化工业电价若干措施的通知》提出：自2024年1月起，除扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于我省燃煤发电基准价参与市场交易，并且交易的基准价不高于河南省燃煤发电基准价，即0.3779元/千瓦时。
2024年1月13日，山东省能源局发布关于印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》的通知，对未来新能源项目、新型储能参与电力市场做了明确的说明，并将进一步拉大用户侧峰谷电电价，提高储能收益，探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制。
《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》中明确新能源发电交易价格机制，新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。电力用户与新能源企业交易时均执行国家明确的新能源发电价格形成机制。这就意味着，甘肃省的光伏电站交易价格，在9:00-17:00的时间段内，交易价格将不得超过0.5倍的燃煤基准价，而甘肃的燃煤基准价为0.3078元/千瓦时，则甘肃光伏电站9:00-17:00的时间段内上网电价交易价格不超过0.1539元/千瓦时！
（5）新能源消纳与发展面临拐点：合理疏导新能源系统消纳成本
新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站建设成本外，新能源利用成本还包括灵活性电源投资、系统调节成本、电网补强、接网及配网投资等系统成本。
目前，新能源渗透率已经跨过15%这一重要分界线，下一步新能源系统成本将快速增长；根据国网能源院测算，新能源渗透率每提高1个百分点，系统成本将增加1分/kWh左右。
新能源产业连锁反应
商业化虚拟电厂成熟的前置条件
浙江省储能发展情况及分析
储能可收益业务
工商业储能可收益业务包括峰谷套利、需量优化、需求响应、现货价差套利以及备用容量等业务。
分时电价(TOU)——峰谷套利
根据储能充放策略，利用峰谷价差获得收益。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。以浙江为例,全天可以实现两充两放。
全国2024年分时电价情况：2024年3月共有13个省市峰谷电价差超过0.7元/Kwh，若按0.7元/Kwh作为盈亏平衡点，则广东、山东、江苏、浙江、海南、四川、贵州、安徽等省份，具备工商业储能经济盈利性。
除了峰谷价差之外，各省的峰谷时段划分情况直接影响了储能充放电次数和时长，充放电窗口的友好性也对经济性影响较大。浙江、江苏、广东经济性最好，IRR分别达到21.2%、20.4%和19.7%。
容量管理(MD)——需量优化
按最大需量计费的用户可以利用储能系统在用户的用电低谷时储能,在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，使工商业用户的实际用电功率曲线更加平滑，降低企业在高峰时的最大需量功率，起到降低容量电价的作用。 安装储能系统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，减少用电成本。
需求侧响应(DR)
储能通过充电放电，对电网起到支撑作用，通过电力需求响应获取补贴，也是储能的一种盈利模式，尤其是对于用户侧储能来说。参与电力需求响应形成源网荷储一体化的新型电力系统，实现多元化创新应用，拓展用户侧储能的收益渠道和商业模式。
多地都出台政策将用户侧储能具体设施明确纳入电力需求响应范围。
提高新能源消纳
目前，工商业储能市场中光伏+储能的应用比例不断提高。苏州、珠海等地区已经提出了关于分布式光伏+储能的补贴鼓励政策。
原因是分布式光伏+储能才能使用户利益达到最大化。光伏发电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工商业也会用户所需电量时，多余的电以较低价格送入电网。
配电增容
因为生产能力需求的扩大，原申请使用的用电容量（通常按照变压器的容量来计算，单位为KVA）已经不能满足生产经营需要，必须在原有的基础上申请增加容量。
当工商业用户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。
电力辅助服务
1. 需求响应是利用政府资金或电网营销费用
2. 辅助服务是参与发电侧市场交易,资金来源不同
3. 目前储能参与辅助服务有补贴的省份有:山西、江苏、湖北、湖南、安徽、福建、黑龙江、吉林、辽宁、蒙东、青海、新疆。
电力现货交易
充电的时候以市场价充电 ， 放电的时候作为发电机组向市场卖电 。在开展现货的省份，可以利用现货价格进行套利。
工商业储能关键要素
工商业储能定位
储能充放策略制定
通过15分钟级别的混合整数线性规划，利用联合优化的算法，动态调整储能充放策略实现最佳的充放策略，再最大化利用峰谷价差的同时，进一步降低企业需量，比动态充放可提高30%收益。
储能充放策略复杂程度变化
用户侧的储能需量状态优化调度模型
用户侧的储能现货模式优化调度模型
