联盟观点

不断下降的成本，日益增加的可再生能源发电，以及能源体系的快速变革共同推动着储能时代的来临。目前，分布式储能已经呈现多种发展模式，如：“免费午餐”模式，虚拟电厂、削峰和社区储能。英国的一家研究机构Delta-ee对这几种模式进行了分析与介绍：

1.     SENEC.IES公司 –将用户侧储能聚集起来开展“免费午餐”模式

2.      Fenecon / Ampard –将用户侧储能聚集起来用作“虚拟电厂”的模式

3.      Green Charge Networks –帮助商业用户进行需求负荷转移并参与容量市场

4.      MVV Strombank – a utility side of the meter community energy storage project 公共事业侧的社区储能项目

1.      SENEC.IES公司开展的“免费午餐”模式

SENEC.IES公司是一家德国能源供应公司，自2009年成立以来，在德国安装了超过6000个储能系统，成为光伏加储能领域的市场领导者之一。该公司的主要业务是销售电池，目前有2000个用户参与到他们的‘Econamic Grid’计划中获取“免费的电力”。

SENEC.IES的商业模式

商业模式与价值：

a. SENEC.IES对电池有主要的控制权，当电网”零电价”时控制电池从电网充电。

b. 用户主要通过（1）最大化的自我消纳屋顶光伏所发的电力；（2）使用SENEC.IES 提供给用户的“免费储存的电力”，实现更低的电费账单，进而获益。

c. 目前，除了免费的电，用户没有收到提供辅助服务的任何费用。按照目前的零售电价水平，每个用户每年最多收到800kWh的电力的情况下，可以获得超过€200的辅助服务费。事实上，拥有一个小容量电池储能的用户不太可能获得如此高的费用，因为，这意味着要进行100多次的充放电循环。

d. 用户需要SENEC.IES提供的特定的负荷曲线电表，并且每年必须支付€20 电网使用费

2.      Fenecon / Ampard开展的虚拟电厂模式

Fenecon是BYD的德国经销商。Ampard AG是一家瑞士公司，主要开发和运营用于最大化自发自用和将储能聚集起来的智慧能源管理系统。两家公司合作，将Ampard的能源管理模块与Pro Hybrid储能系统集成起来，使其可以在用户侧被用作虚拟电厂。

Fenecon / Ampard的商业模式

商业模式与价值：

a. 用户为了增加自发自用而购买储能系统，Ampard利用他们的能源管理系统（Ampard Energy Manager）将这些系统管理起来，为这些储能系统增加虚拟电厂的功能提供一次调频控制备用等服务。

b. Ampard负责控制和管理这些电池。

c. 在瑞士，Ampard控制的系统首次在2015年12月以虚拟电厂的形式提供了一次调频控制备用服务。目前，Ampard和瑞士公共事业BKW合作，连接了大约150个系统，用作虚拟电厂。2016年第二季度，德国也将效仿该做法。

d. Ampard没有和电网传输组织（TSO）签订合同，而是利用中间人（第三方）来降低风险。

e. Fenecon的能量库可以保证4年之间，每年提供给用户€400的收入，Fenecon声称每年还可能为用户提供€400-500的额外收益。

3.      Green Charge Networks的商业模式

该公司位于加州，主要为美国的公司、院校和城市提供储能解决方案。用户通过增加自发自用，降低高峰需量电费（该项费用通常占电费账单的一半以上），从而削减电费账单。通过免初装费用，该公司帮助用户降低风险，使得用户更愿意接受系统的安装，通过帮助用户节约电费进行分成。

Green Charge Network的商业模式

商业模式和价值：

a. Green Charge Networks用的是三星SDI的锂电池。目前安装的系统容量从60kWh~2MWh之间。

b. Green Charge Networks拥有这些系统，并控制电池运行。该公司有一个具备学习能力的嵌入式软件，可以根据需求优化电池充放电。

c. 系统的安装和维修是免费的，用户电费账单所节约的费用在用户和Green Charge Networks之间进行分成，合同通常为10年。

d. Green Charge Networks也积极的参与CAISO市场，利用用户储存的容量参与日前市场中，用于帮助电力系统平衡。

e. 用户负荷曲线、电费结构、以及能源利用情况，对于实现商业化应用比较关键。该模式同时也取决于加州现有的激励计划。

f. 该公司为用户提供了三种模式：直接合作模式，联合光伏企业与用户进行合作的模式，联合公共事业与用户合作的模式。

4.      MVV Strombank的商业模式

MVV Strombank是德国区域能源供应商MVV Engergie主导开发的一个研究项目，该项目正在寻找能够为商业和居民用户提供储能，为DSOs提供降低可再生能源自发电对电网产生的影响的潜在方案。Strombank是为相邻的用户提供的社区储能系统。

MVV Strombank的商业模式

商业模式和价值：

a. 目前，该项目包括14个用户（装有光伏）和4个商业用户（装有热电联产）——总共有16个光伏发电机组和3个热电联产机组与系统相连。

b. Strombank的概念是指希望通过该项目帮用户建立一个可以收支能源的“活期账户”。安装了光伏的个人用户和安装了热电联产的商业用户的需求和发电曲线被设计成互补的，以便于最大限度的利用电池。

c. 账户的限额是4kWh，但现在需要与用户的用电情况相匹配。Strombank在未来将呈现出来的一个优势是，这种系统规模的、共享型电池，其成本比在用户侧安装大量的储能的成本要低很多。

d. 将电网运营商紧密的引入到这种共享型储能系统的运行中，能够使得系统具备帮助解决本地电网限制、同时获得更多服务收益的机会。

适合英国市场的商业模式

这几种商业模式，到底哪一种最适合英国市场呢？光储系统是英国户用光伏市场的未来，但目前，户用储能系统的成本在英国依旧很高，投资回收期还很长。研究显示，一套新装的光储系统的回收期超过16年。供应商需要找到缩短投资回收期的途径，做一些创新，使得储能对于英国用户具有足够的吸引力，才能推动储能大规模地进入英国户用市场。

Delta-ee预期储能系统成本以每年10%的降幅下降，随着电池成本的下降，储能系统的回收期有所降低，但预计到2020年，回收期仍超过10年，且也不足以让英国市场每年增加15000台系统，成本下降的推动力有限。不同的是，在光储补贴、高电价和良好的光伏市场环境促动下，储能在德国户用市场的发展超过了英国的水平。德国的商业模式可以为英国所借鉴。基于上述四种商业模式和德国户用光伏市场的启示，Delta-ee提出英国光储市场可选择得两种模式：

1、为客户买单，允许第三方控制客户的电池，第三方将许多用户侧电池聚集，投标参与辅助服务市场。但是，为了实现2020年达到5年回收期的目标，Delta-ee建议每年为用户支付500英镑。事实上，英国技术开发商Moixa已经开始相关项目，正在为客户每年支付75英镑，而德国的Fenecon / Ampard已经为客户每年提供400欧元（约320英镑）。

2、创新的融资模式，例如租赁模式。在这种模式下，客户每月支付一定费用，公共事业或者第三方可以控制电池系统赚取额外收入。这样可以消除客户前期成本的障碍，对于客户来说，整个生命周期的成本远远低于直接购买系统时的成本。这种模式的案例还很少，主要有美国佛蒙特州的Green Mountain Power、德国地区的公共事业公司Entega。

        最后，Delta-ee归纳了促进储能在户用储能市场大规模发展的三大关键因素：成本降低、额外的收入、创新的融资模式。在欧洲，自发自用和调频是储能目前能够实现的主要的价值，也是大多数开发商最关注的。未来几年，储能在容量市场和辅助服务市场能够实现的价值将变得越来越重要。另外，加上储能成本的不断降低，以及相关政策带来的创新投融资模式，储能的发展将不可限量。