随着储能在负荷转移、提高光伏自发自用水平、节省电费开支等方面应用价值逐渐展现，近两年全球用户侧储能市场呈现了蓬勃发展之势。因应用场景的不同，用户侧储能应用具体包括工商业用户侧储能应用和居民户用储能应用。美国是工商业用户侧储能应用的主要市场，德国、澳大利亚是户用储能发展较快的国家。
尽管储能应用价值日渐清晰，但是在目前储能设备和安装成本仍然相对较高的情况下，仅靠单一收益仍然无法保证项目实现良好的投资回报。特别对于用户侧储能应用，业主通常不具备公用事业公司或大型电力公司的强大财务实力，难以承担项目成本。针对于此，全球领先的分布式储能系统集成商都在积极地通过创新的技术手段和商业模式充分挖掘和开发用户侧储能市场。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）研究部对于全球储能市场的长期追踪，“虚拟电厂”模式是企业推广应用最多的商业模式之一。
“虚拟电厂”模式是分布式储能系统集成商基于能源软件管理平台，集成分散在用户侧的分布式储能系统，分析、控制并优化储能系统运行，参与电网服务获取应用收益。“虚拟电厂”模式体现的正是储能在发电侧、输配侧和用户侧的多重应用价值。经过统一调度和管理的分布式储能系统不仅可以参与电力市场通过调频、备用容量等应用获取收益，而且对于输配电系统可以发挥电压支持、延缓输配电扩容升级、需求响应等方面的应用价值。
GTMResearch一项基于美国用户侧储能应用收益的研究也表明，来自于电网服务的收益在用户侧储能应用总收益中占最大份额，如下图所示。在此基础上，尽管目前储能系统成本仍然相对较高，但是用户侧储能应用仍然可以实现净收益。对于项目开发商或投资人而言，相较于面向分散用户的直接收益，来自于电力市场、输配电运营商或公用事业公司的电网侧应用收益还可以极大地增强项目投资回报的确定性。随着电力市场规则日趋成熟，虚拟电厂模式有望成为分布式能源必不可少的集成解决方案。
图美国用户侧储能应用收益结构
根据CNESA研究部对于全球储能市场的长期追踪，目前Sunverge、Stem、Tesla、GreenChargeNetworks、Sonnen等全球主要的分布式储能系统集成商都在积极探索“虚拟电厂”模式，并形成了许多代表性的应用案例。
在美国加州，Stem公司于2017年6月，利用分布式储能系统集成的虚拟电厂（VPPs）进一步发挥了其在需求响应方面的应用价值，在夏季最热时段为加州的CAISO和三大公用事业公司提供紧急需求响应服务，以此降低空调负荷激增对于电网的冲击。此次需求响应之前，6月19日在加州日前批发市场就创造了一个较高的服务价格。Stem在日前市场首先承诺在6月20日下午五点帮助PG&E和SCE降低负荷，并于6月20日的响应时段，为PG&E和SCE的4个区域提供了需求响应服务。在6月20日响应开始之后，Stem还收到SDG&E的响应指令，在5分钟内集成储能容量提供了临时性的需求响应服务。此次需求响应，Stem共调用了1.6MW的用户侧储能容量，为加州电网中的7个负荷紧张地区提供服务、释放电能。由于储能系统具有快速响应的特点，Stem的储能网络在该周其他时段也为三大公用事业公司提供了十多次需求响应服务。
在澳大利亚阿德莱德，Sunverge与能源服务商AGLEnergy合作，使用Sunverge的云互联能量管理系统，构建虚拟电厂，实现用户侧储能电池的直接接入。用户可以在大多数时间内控制储能系统并储存利用光伏电力，VPP也会根据电力市场价格和指令状况，统一调度储能系统参与电网稳定性服务获取收益。目前该项目已经实现了超过60套户用储能系统接入，达到了项目网络化运行的关键指标，未来计划总计接入1000套户用储能系统。
在美国佛蒙特州，特斯拉与佛蒙特州公共事业公司（GreenMountainPower，GMP）合作，将数百个居民侧和商业侧的储能系统集成，为电网提供多种服务，保障电网稳定，此外，特斯拉还将与GMP合作调度这些集成后的资源，参与新英格兰的批发电力市场，获取额外收益。GMP是美国第一个向客户提供Powerwall的公共事业公司，安装了大约2000多套Powerwall和Powerpack。这个虚拟电厂计划，预计可以最多削减10MW的高峰负荷，如果用户搭配光伏系统，还可以存储光伏发电，在断电时自发自用。特斯拉计划集成成千上万的电池，形成能源网络，挖掘它们受公共事业公司支配，为电力系统提供即时服务的潜力，同时寻求与其他公共事业公司或能源零售商、电网运营商、集成商等相关企业合作虚拟电厂计划。
“虚拟电厂”模式充分体现了分布式储能系统在发电侧、输配侧和用户侧的多重应用价值，即使在当前成本相对较高的情况下，仍然确保用户侧储能项目实现良好的投资回报。明确的电力市场付费机制、分布式资源集成参与电力市场的准入机制、分布式储能安装应用的激励措施、公用事业公司与分布式储能系统集成商的合作等都是确保该模式顺利推广应用的外部条件。与之相比，国内工商业储能项目的收益仍然聚焦于峰谷价差套利，不仅收益直接受电价结构影响、具有较强的不确定性，而且储能在灵活性等方面的价值无法充分发挥，未来仍然需要通过电力市场化改革的进一步深入，降低储能系统参与电网服务的准入门槛，充分发挥储能系统对于电网的应用价值并通过市场化方式获取回报。
