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用户侧储能开始参与辅助服务
近期，南方能监局印发《广西电力调峰辅助服务交易规则》(征求意见稿)，文件明确鼓励发电企业通过利用储能等新技术、开展灵活性改造等方式提升作为调峰能力参与交易，且具备一定规模的储能设备的主体可参与需求侧调峰享受收益均摊。
同时，东北电力辅助服务新规于7月1日正式启动试运行，这是国内首家开展的旋转备用辅助服务市场，根据《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》的通知所述，电储能可在电源侧或用户侧为电网提供调峰辅助服务。其中用户侧电储能设施可与风电、光伏企业协商开展双边交易，交易价格的上限、下限分别为0.2、0.1 元/千瓦时。
可以看到，随着用户侧储能容量的增加，储能设备参与电网辅助服务开启了新局面，在商业模式上，用户侧储能迎来了更多的可能。
02
新机制进一步提高用户侧储能的经济性
回顾储能的发展历史，从2000年初到现在，一路走来，储能走过了技术研发、示范应用和商业化初期的三个阶段。根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）统计数据，截至2017年，我国电力储能（含抽水蓄能）行业（2000~2017）累计装机规模为28.88GW，这也是储能由示范应用走向商业化初期的开始。
但在储能发展过程中，特别是在电力市场中，储能参与市场的价格和机制还不够健全，无法真正实现其作为商品的属性，这一系列问题也在一定程度上制约了储能的商业化进程。
随着新电改的到来，储能凭借响应快、配置灵活、控制精准的特点，有了参与电力市场的机会，特别是在参与电力需求侧响应方面，储能辅助电网实现快速调频、削峰填谷、提高电网稳定性，同时，储能技术作为稳定输出和提供备用的重要支撑技术，也成为售电公司降低电力供应风险的主要手段。
现阶段，用户侧储能主要依靠峰谷价差获取收益，但据相关研究表明用户侧峰谷电价差需每度电超过7毛，才有可能获利，用户侧参与辅助服务，经济性得到进一步提高。业内有关人士举例讲述过用户侧储能的收入计算。
计算案例
以三北地区某省为例，其省内执行分时电价政策，峰谷价差最大的一档为不满1千伏的一般工商业用户，该类用户低谷电量电价为0.2290元/千瓦时，高峰电量电价为0.9292元/千瓦时，容量电费为28.5元/千瓦/月。
按最好的盈利情景考虑，储能的收入包括
1、峰谷价差0.7002元/千瓦时；
2、节省的容量电费为0.2375元/千瓦时（折合至储能发电量，按每日放电4小时考虑）
3、获得的辅助服务补偿最高为0.2元/千瓦时。
对应的变动成本同样为由于储能机组的充/放电损耗带来的用户购电成本增加，相对应的增量购电成本为0.0229元/千瓦时（这还是按日充/放电一次考虑的）。在这一情景下，扣除变动成本之外的储能带来增量收入（不含税）即为0.9865元/千瓦时。
由此可见，用户侧储能的收益相对电网侧较好，且用户侧储能除了辅助服务这部分收入是存在变动外，其他两项收入相比电网侧储能均较为稳定。
此外，根据《电力市场环境下独立储能电站的运行策略研究》一文得出的结论表明，储能独立参与电力市场具备可行性。同时研究基于对日前市场价格的预测，以储能在日前市场中的总收益最大为目标，考虑预留备用容量的储能参与日前市场的运行，同时参与多个市场，能够为独立运营的储能带来更高的市场收益。
参考算例
图中充电价格曲线和放电价格曲线按照与日前市场价格走势一致来进行设置，其中备用价格是指参与旋转备用辅助服务市场的价格。
在三个案例中，案例1是在价格预测的基础上制定储能运行策略；案例2是基于真实价格制定储能仅参与日前主能量市场的运行策略，不考虑预留备用容量；案例3是基于真实价格制定储能日前市场的运行策略，同时考虑预留备用容量。
最终结果表明，考虑预留备用容量，比只参与日前主能量市场能带来更高的收益，两者收益相差280左右。
结语
目前储能的经济价值还未完全体现，易电君认为要全面反映储能的市场价值，最重要的是要允许储能技术全面参与电力市场各个环节，使其在竞争中发现价值，并建立可持续的盈利模式。具体措施包括一、适当扩大峰谷电价用户范围，为储能在用户侧的发展营造良好的市场环境；二、完善“两部制”电价，体现储能电站的电量效益和系统效益；三、允许储能设施参与正在建设中的电力市场；四、在目前阶段给予储能一定的补贴政策，如建立需求侧响应机制，对参与需求响应的用户应给予合理的服务补偿等。
部分资料来源于《王二呆的学习笔记》以及《电力市场环境下独立储能电站的运行策略研究》
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