分布式用户储能电量及电费结算系统和结算方法

技术领域

本发明涉及分布式用户电储能技术，特别是涉及用户、电网及综合能源公司的储能电量及电费结算平台系统和结算方法。

背景技术

近年来，随着储能技术经济性的不断提升，储能在可再生能源发电、智能电网、能源互联网建设中的作用日益凸显，我国也相继出台政策鼓励储能技术的建设与应用。根据接入方式及应用场景的不同，储能系统的应用主要包含集中式与分布式两种形式。集中式应用的储能系统一般在同一并网点集中接入，目前，在大规模可再生能源发电并网、电网辅助服务等方面主要采用此形式，具有功率大(数兆瓦到百兆瓦级)、持续放电时间长(分钟级至小时级)等特点。分布式应用的储能系统接入位置灵活，目前多在中低压电力系统、分布式发电及微电网、用户侧应用。分布式储能的功率、容量的规模相对较小。

目前，各种分布式储能技术的发展水平不同，成本也有明显差异，在能量密度、功率密度、循环寿命、效率及环保性等方面都有各自的特点。铅酸电池凭借其技术成熟、价格低廉等优势在电力系统中得到了广泛的应用，但是由于其功率密度小，充电时间长，循环寿命短，对环境也有一定的影响，尽管成本低廉，也不能成为今后电池发展的方向。相比之下，锂电池、钠硫电池等能量、功率密度大，使用寿命长，目前已经获得了不错的发展，虽然价格相对高昂，但随着技术的不断进步，不久将得以广泛应用。

目前的分布式电储能项目由于电池价格相对较高，而且国家对分布式储能项目缺乏响应的补贴政策，因此，相关项目的经济性和可持续的盈利性较差，主要盈利模式是依靠峰谷电价差套利。但由于峰谷电价都是跟电网进行结算，而分布式的单个用户实力有限，缺乏与电网进行博弈的能力，因此，普遍项目投资回报期漫长，很多项目盈利困难。

发明内容

有鉴于此，本发明提供一种分布式用户储能电量及电费结算平台系统及结算方法，能够利用蓄电池来实现电能的储蓄和对用户提供电能，实现了电价平抑和电能用量的平抑，不仅避免了发电系统的能源浪费，还为用户提供了价格较低的电量。

本发明提供一种分布式用户储能电量及电费结算系统，包括：

分布式用户储能设备、电计量表、电量及电费结算单元及结算对象；

所述分布式用户储能设备包括电化学蓄电池、超级电容蓄电池、飞轮储能发电设备、势能储能蓄电设备、柴油发电机、汽油发电机、氨燃料发电机、酒精、分布式发电中的任意一种或组合；

所述电计量表包括单向计量电表、双向计量电表、智能电表、区块链电表中的任意一种或组合；

电量及电费结算单元，通过互联网将众多分布式用户的电计量表数据及电网相关电计量数据连接起来，以及与分布式用户储能设备电连接；利用大数据、云计算、区块链或人工智能技术中的一种或几种组合，实现众多分布式储能用户电量及电费的结算与分摊；

所述结算对象包括电网公司、发电公司、售电公司、分布式用户、综合能源服务公司(平台公司)中的任意的组合；

当用户通过参与电力市场化交易与发电集团结算时，可以按照规则给电网缴纳输配电价(过网费)；也可以给发电企业按照峰谷电价进行相应折算后的结算。

作为一种实现方式，所述的分布式用户储能设备中的所述电化学蓄电池为锂电池、铅酸电池、铅碳电池、镍氢电池、镍镉电池、钠硫电池、钒液硫电池、镁电池、镍锌电池、锌空气电池中的一种或几种的组合。

作为一种实现方式，所述电量及电费结算单元采用区块链技术、云计算算法、人工智能算法、虚拟电表算法、第一平台化算法或第二平台化算法中的任意一种完成电量及电费结算。

作为一种实现方式，所述系统的电计量表包括电网侧电表、用户侧电表和储能设备对应电表。

作为一种实现方式，所述系统的电计量表为区块链电表，利用区块链电表中的区块链模块及基于互联网的区块链网络及区块链技术，实现用户电费的自动点对点结算及结算数据的记账功能。

作为一种实现方式，所述系统的区块链电表及区块链网络采用的区块链为联盟链、公有链或私有链中的任意一种；所述块链电表及区块链网络采用的电费结算货币为数字货币，所述数字货币为中国央行数字货币、比特币、以太坊、EOS等虚拟货币中的任意一种。

本发明提供一种采用上述分布式用户储能电量及电费结算系统的结算方法，包括：

S1：根据所述结算系统中的分布式用户储能设备、电计量表、电量及电费结算单元及结算对象的构成，选择后续传统结算改革方法(S2步骤)、虚拟电表结算方法(S3)、第一平台化结算方法(S4)、第二平台化结算方法(S5)中的任意一种；

S2：传统结算改革方法；

S3：虚拟电表结算方法；

S4：第一平台化结算方法；

S5：第二平台化结算方法；

S6：根据上述电量及电费结算方法，完成电网公司、配电企业、分布式用户及综合能源服务公司(平台公司)、售电公司之间的电量计量及电费结算工作。

作为一种实现方式，所述传统结算改革方法采用下列步骤实现电量及电费的结算：

S11.原有用电状态下，用户向电网公司缴纳电费为M；放电、充电时对应的销售侧电价分别为P放、P充；充放电效率为η；

S12.通过分布式储能设备充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

S13.在用户侧安装微储能后，用户按照电网侧计量表计向电网缴纳电费M1；

S14.储能装置在执行尖峰电价、峰段电价、平段电价的时段内向用户放电，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配售电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M放，乘以放电结算系数c后，实际结算的费用为M放结＝c*M放，储能装置在执行低谷电价、平段电价的时段内借用用户电力，按照对应时段的电网侧销售电价或者双方(多方)约定的电价计算的费用为M充，乘以充电结算系数e后，实际结算的费用为M充结＝e*M充；

S15.用户按照储能设施计量表计向综合能源公司支付费用为M2＝M放结-M充结；此为综合能源公司利润；

S16.利润M2结＝M放结-M充结，当c＝e＝1时，利润M2结＝M2＝M放-M充＝(P放-P充/η)*Q放，影响利润关键指标是η和峰谷价差以及设备初始投资；

S17.当没有电池储能，如应用柴油发电机时，P充＝0；当用户侧同时有电池储能和柴油发电机时，应用柴油发电机时，P充＝0，并分别结算。

作为一种实现方式，所述虚拟电表结算方法采用下列步骤实现电量及电费的结算：

S21.原有用电状态下，用户向电网公司缴纳电费为M；峰、谷电价分别为P峰、P谷；充放电效率为η；

S22.通过分布式储能设备充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

S23.在用户侧安装微储能后，用户按照电网侧计量表计和销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价，应向电网或者其他电力供应方应缴纳电费为M1；

S24.储能装置在执行尖峰电价、峰段电价、平段电价的时段内向用户放电，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M放，乘以放电结算系数c后，实际结算的费用为M放结＝c*M放，储能装置在执行低谷电价、平段电价的时段内借用用户电力，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M充，乘以充电结算系数e后，实际结算的费用为M充结＝e*M充；

S25.用户向电网或者其他供应方实际缴纳费用按照虚拟表M进行缴纳，M＝M1+M2；

S26.电网或者其他供应方按照储能设施计量表计向综合能源公司支付费用为M2结＝M放结-M充结，此为综合能源公司利润。

S27.利润M2＝M放结-M充结，当c＝e＝1时，利润M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放影响利润关键指标是η和峰谷价差；

S28.电网或者其他供应方与综合能源公司结算的费用M2结＝M2*f。

作为一种实现方式，所述第一平台化结算方法采用下列步骤实现电量及电费的结算：

S31.平台化结算方式下有三块电表，分别为用户侧电表M，电网侧电表M1，储能电表M2；

S32.储能设施及计量表计安装在用户计量表计的电网侧，并在电网侧电表的负荷侧；

S33.尖峰电价、峰段电价、平段电价、谷段电价分别为P尖、P峰、P平、P谷；充放电效率为η；充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

S34.在用户电网侧、电网用户侧安装微储能设施后，用户按照用户侧计量表计，根据对应时段的销售侧电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价向平台缴纳电费M应；实际缴纳电费系数为f,则用户实际向平台缴纳费用M＝f*M应；

S35.电网公司按照电网侧计量表1对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用应向平台收取电网实际售电费用M1应，实际收取系数为g，则电网公司实际向平台收取的费用为M1＝g*M1应；

S36.储能装置在执行尖峰电价、峰段电价、平段电价的时段内向用户放电，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M放，乘以放电结算系数c后，实际结算的费用为M放结＝c*M放，储能装置在执行低谷电价、平段电价的时段内借用电网侧发送至用户侧电力，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M充，乘以充电结算系数e后，实际结算的费用为M充结＝e*M充；

S37.在用户电网侧、电网用户侧安装微储能后，用户按照用户侧计量表计向平台缴纳电费为M；

S38.储能装置计量表计M2＝M-M1，此为平台(综合能源公司)利润；

S39.利润M2＝M-M1，当f＝g＝1时，M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放，影响利润关键指标是η和峰谷价差。

作为一种实现方式，所述第二平台化结算方法采用下列步骤实现电量及电费的结算(用户先支付给电网，然后电网再支付给平台)：

S41.平台化结算方式下有三块电表，分别为用户侧电表M，电网侧电表M1，储能电表M2；

S42.储能设施及计量表计安装在用户计量表计的电网侧，并在电网侧电表的负荷侧；

S43尖峰电价、峰段电价、平段电价、谷段电价分别为P尖、P峰、P平、P谷；充放电效率为η；充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η

S44.在用户电网侧、电网用户侧安装微储能设施后，用户按照用户侧计量表计，根据对应时段的销售侧电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价向电网或者供应方应缴纳电费M应；实际缴纳电费系数为f,则用户实际向电网或者供应方缴纳费用M＝f*M应；

S45.电网公司按照电网侧计量表1对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用应收取电网实际售电费用M1应，实际收取系数为g，则电网公司实际应收取的费用为M1＝g*M1应；

S46.也可以不装M1表计，则M2＝M放结-M充结；

S47.储能装置在执行尖峰电价、峰段电价、平段电价的时段内向用户放电，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M放，乘以放电结算系数c后，实际结算的费用为M放结＝c*M放，储能装置在执行低谷电价、平段电价的时段内借用电网侧发送至用户侧电力，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M充，乘以充电结算系数e后，实际结算的费用为M充结＝e*M充；

S48.电网公司或者供应方与平台结算的费用为M2＝M-M1，当f＝g＝1时，M2＝M放-M充，M2为综合能源公司利润。

S49.当f＝g＝1时，M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放，影响利润关键指标是η和峰谷价差。

本发明的分布式用户储能电量及电费结算系统具有下列优点：

1)改变了传统用户电费缴纳和交易模式，使得储能带来的全社会用电成本的下降和用电效率的提升能够通过更加合理、便利的交易模式进行更大范围的推广和应用。传统意义上的电网承载电力输送和转换利用，通过电网实现了电力用户(需求方)与发电企业(供给方)的物理连接。资金结算也是通过电网公司安装的计量表计，加之以国家管制的价格或者市场化交易的价格进行用户侧与电网的结算。随着储能设备设施逐渐成熟、价格下企至合适区间后，亟需新的交易结算模式，进一步促进用户侧储能产业的大发展。

2)通过建立虚拟表、平台交易模式的计量、结算的方式，使电网公司售电量不受影响，甚至会一定程度增加，增加的部分绝大多数体现在低谷用电，能有效解决新能源消纳、解决电网峰谷差过大的问题，提升电力整体运行效率；同时能够解决用户与储能投资商之间的交易不确定性带来的储能投资进展缓慢的问题；

3)通过平台交易模式，以聚合商的方式将多个用户集中起来，参与市场化交易(直购电)和电力辅助服务市场。既能有效提高用户体验，提高用户收益，又能激励供给方持续创新，不断提升产品与服务能力，不断降低所供能源、电力价格，让平台上的相关方实现良性互动、共生共赢、持续发展。

4)通过平台开展交易，使得交易规则、商业模式、运营机制出现了新的创新，让用户体验有了质的提升。可以进一步实现电力用户和发电企业间的信息交互、供需匹配和资金结算功能。

5)通过平台开展交易，使平台自身保持创新，可持续激发与之相关联的商业模式和社会经济创新。让供给方(发电厂)和需求方(电力用户)直接进行交互，充分发挥双边或多边交易的市场优势，努力缩小供需双方交易价格诉求的差距，提高市场总成交量。整体而言，交易平台扮演的是撮合者的角色。

6)通过平台开展交易，充分调动多元主体的积极性，由其提供更加多元化的服务，吸引更多的需求方和供给方加入，对于新兴的市场主体，诸如售电公司、分布式能源产销一体者，共同合作，激发相关方良性互动，营造良好的平台生态圈。

7)通过平台开展交易，摒弃固有惯性思维模式，主动迎合市场需求。就交易平台注册的市场主体而言，除了传统的发电、电网以及用户之外，还包括未涉足过电力乃至能源行业的企业，通过提供市场化购电服务，为用户提供从购电、节能、能源运维以及能源托管全链条的服务，附加值会大幅提升，市场主体对交易平台的忠诚度或黏性也会更高。

附图说明

图1为本发明的实施例1的虚拟电表结算结构示意图；

图2为本发明的实施例2的表计改革结算结构示意图；

图3为本发明的实施例3的表计改革结算结构示意图；

图4为本发明的实施例的传统结算方法示意图；

图5为本发明的实施例的虚拟结算方法示意图；

图6为本发明的实施例的平台化结算方法示意图；

图7为本发明的实施例的计量和结算改革方法示意图。

具体实施方式

为了更进一步了解本发明的发明内容，下面将结合具体实施例对本发明作更为详细的描述，实施例只对本发明具有示例性作用，而不具有任何限制性的作用；任何本领域技术人员在本发明的基础上作出的非实质性修改，都应属于本发明保护的范围。

实施例1

随着储能设备设施逐渐成熟、价格下企至合适区间后，亟需新的交易结算模式，进一步促进用户侧储能产业的大发展。本实施例提供了分布式用户储能电量及电费结算系统。如图1所示，一种分布式用户储能电量及电费结算系统包括：虚拟电表F，蓄电池、电表A，通过为用户1设置蓄电池，该蓄电池能够通过用电低谷或平价时进行充电，而在用电尖峰或平价时用电时利用所储蓄的电能进行放电，并通过相应的结算方式，实现对用电电量的均衡分布，实现整体发电效能的提高，并实现电量的节约。本发明实施例的用户储能电量及电费结算系统包括：分布式用户储能设备、电计量表、电量及电费结算单元及结算对象；所述分布式用户储能设备包括电化学蓄电池、超级电容蓄电池、飞轮储能发电设备、势能储能蓄电设备、柴油发电机、汽油发电机、氨燃料发电机、酒精、分布式发电中的任意一种或组合；

所述电计量表包括单向计量电表、双向计量电表、智能电表、区块链电表中的任意一种或组合；电量及电费结算单元，通过互联网将众多分布式用户的电计量表数据及电网相关电计量数据连接起来，以及与分布式用户储能设备电连接；利用大数据、云计算、区块链或人工智能技术中的一种或几种组合，实现众多分布式储能用户电量及电费的结算与分摊；所述结算对象包括电网公司、发电公司、售电公司、分布式用户、综合能源服务公司(第三方电力运作平台)中的任意的组合；当用户通过参与电力市场化交易与发电集团结算时，可以按照规则给电网缴纳输配电价(过网费)；也可以给发电企业按照峰谷电价进行相应折算后的结算。

发电公司可以是风能发电公司、太阳能发电公司、水电站等。本发明的抽水蓄能电站分蓄电模式和放电模式，在蓄电模式下，抽水蓄能电站的蓄电电量为P蓄，则将P蓄在区域电网内的终端用户N个范围内进行虚拟电量分摊，每个用户的分摊的虚拟电量为P蓄*ai，每个用户实际用电量为Pi用，则该用户与电网公司的结算电量＝Pi用+P蓄*ai；在放电模式下，抽水蓄能电站总放电电量为P放，则将P放。

本示例中，用户1可以通过蓄电池实现电源供给，也可以通过虚拟电表F向其他供电系统或发电企业获得电源供给。

实施例2

本实施例提供了分布式用户储能电量及电费结算系统。如图2所示，一种分布式用户储能电量及电费结算系统包括：电表C，蓄电池、电表A、电表B，电表B作为蓄电池的电表，用于对蓄电池的充放电进行计量；电表A作为用户1的电表，用于对来自蓄电池或电表C接入的电网公司或发电站进行电源获取，并对所涉及的用户1及蓄电池的充放电电量进行相应统计，各电表均具有电量统计及计费功能。

实施例3

本实施例提供了分布式用户储能电量及电费结算系统。如图3所示，一种分布式用户储能电量及电费结算系统包括：蓄电池组，该蓄电池组隶属于综合能源公司，该综合能源公司即为本发明的结算系统所属的第三方电力运作平台，该平台在通过蓄电池组进行充电时，按照电网侧的电表C向电网公司或发电企业支付用电费用，并按照用户侧电表A向用户1收取其通过蓄电池组等使用的电量的电费。即该综合能源公司通过蓄电池组向用户提供电能。该综合能源公司通过用电低谷时通过电网公司或发电企业向蓄电池组进行充电，而在用户尖峰时向用户1提供电量，从而实现对用户1的电费收取，即通过能量蓄积，使用电低谷时的发电能量得以存储，以便在用户电尖峰时向需求用户提供该储蓄电能，实现对用电电量的平抑，保证了整个发电系统的用电均衡，节省了发电电量，并且，在用电尖峰时通过为用户提供相对较低的电价，节约了用户的用电成本。

本发明实施例中，小微用户的电表中具有用电尖峰、用电低谷的计量功能，本发明实施例的电费计费系统具有按约定模式进行电量计量及电费计费的功能。本发明实施例的系统均有加密模块，并符合国家电网的加密要求，电表中安装有处理芯片及数据传输模块及数据传输接口，能将电表的用电电量或用电费用等向本发明的计费或计量平台进行上报。如电表可以是智能电表、远程电表等。

本发明实施例中，储能电表和储能设施安装在用户侧电表靠近电网侧，并在电网侧电表的负荷侧；所述储能电表和储能设施与分布式用户一一对应，即每个分布式用户都对应安装自己的储能设施和储能电表；每个用户的用户侧电表和储能电表出线合并在一起连接至电网侧电表，所述电网侧电表总体计量包括储能设施和用户总的电量；峰、谷电价分别为P峰和P谷。

本发明提供一种采用上述分布式用户储能电量及电费结算系统的结算方法，包括：

S1：根据所述结算系统中的分布式用户储能设备、电计量表、电量及电费结算单元及结算对象的构成，选择后续传统结算改革方法(S2步骤)、虚拟电表结算方法(S3)、第一平台化结算方法(S4)、第二平台化结算方法(S5)中的任意一种；

S2：传统结算改革方法；

S3：虚拟电表结算方法；

S4：第一平台化结算方法；

S5：第二平台化结算方法；

S6：根据上述电量及电费结算方法，完成电网公司、配电企业、分布式用户及综合能源服务公司(第三方电力运作平台)、售电公司之间的电量计量及电费结算工作。

作为一种实现方式，所述传统结算改革方法采用下列步骤实现电量及电费的结算：

S11.原有用电状态下，用户向电网公司缴纳电费为M；放电、充电时对应的销售侧电价分别为P放、P充；充放电效率为η；

S12.通过分布式储能设备充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

S13.在用户侧安装微储能后，用户按照电网侧计量表计向电网缴纳电费M1；

S14.储能装置在执行尖峰电价、峰段电价、平段电价的时段内向用户放电，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配售电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M放，乘以放电结算系数c后，实际结算的费用为M放结＝c*M放，储能装置在执行低谷电价、平段电价的时段内借用用户电力，按照对应时段的电网侧销售电价或者双方(多方)约定的电价计算的费用为M充，乘以充电结算系数e后，实际结算的费用为M充结＝e*M充；

S15.用户按照储能设施计量表计向综合能源公司支付费用为M2＝M放结-M充结；此为综合能源公司利润；

S16.利润M2结＝M放结-M充结，当c＝e＝1时，利润M2结＝M2＝M放-M充＝(P放-P充/η)*Q放，影响利润关键指标是η和峰谷价差以及设备初始投资；

S17.当没有电池储能，如应用柴油发电机时，P充＝0；当用户侧同时有电池储能和柴油发电机时，应用柴油发电机时，P充＝0，并分别结算。

作为一种实现方式，所述虚拟电表结算方法采用下列步骤实现电量及电费的结算：

S21.原有用电状态下，用户向电网公司缴纳电费为M；峰、谷电价分别为P峰、P谷；充放电效率为η；

S22.通过分布式储能设备充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

S23.在用户侧安装微储能后，用户按照电网侧计量表计和销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价，应向电网或者其他电力供应方应缴纳电费为M1；

S24.储能装置在执行尖峰电价、峰段电价、平段电价的时段内向用户放电，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M放，乘以放电结算系数c后，实际结算的费用为M放结＝c*M放，储能装置在执行低谷电价、平段电价的时段内借用用户电力，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M充，乘以充电结算系数e后，实际结算的费用为M充结＝e*M充；

S25.用户向电网或者其他供应方实际缴纳费用按照虚拟表M进行缴纳，M＝M1+M2；

S26.电网或者其他供应方按照储能设施计量表计向综合能源公司支付费用为M2结＝M放结-M充结，此为综合能源公司利润。

S27.利润M2＝M放结-M充结，当c＝e＝1时，利润M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放影响利润关键指标是η和峰谷价差；

S28.电网或者其他供应方与综合能源公司结算的费用M2结＝M2*f。

作为一种实现方式，所述第一平台化结算方法采用下列步骤实现电量及电费的结算：

S31.平台化结算方式下有三块电表，分别为用户侧电表M，电网侧电表M1，储能电表M2；

S32.储能设施及计量表计安装在用户计量表计的电网侧，并在电网侧电表的负荷侧；

S33.尖峰电价、峰段电价、平段电价、谷段电价分别为P尖、P峰、P平、P谷；充放电效率为η；充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

S34.在用户电网侧、电网用户侧安装微储能设施后，用户按照用户侧计量表计，根据对应时段的销售侧电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价向平台缴纳电费M应；实际缴纳电费系数为f,则用户实际向平台缴纳费用M＝f*M应；

S35.电网公司按照电网侧计量表1对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用应向平台收取电网实际售电费用M1应，实际收取系数为g，则电网公司实际向平台收取的费用为M1＝g*M1应；

S36.储能装置在执行尖峰电价、峰段电价、平段电价的时段内向用户放电，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M放，乘以放电结算系数c后，实际结算的费用为M放结＝c*M放，储能装置在执行低谷电价、平段电价的时段内借用电网侧发送至用户侧电力，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M充，乘以充电结算系数e后，实际结算的费用为M充结＝e*M充；

S37.在用户电网侧、电网用户侧安装微储能后，用户按照用户侧计量表计向平台缴纳电费为M；

S38.储能装置计量表计M2＝M-M1，此为第三方电力运作平台如综合能源公司利润；

S39.利润M2＝M-M1，当f＝g＝1时，M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放，影响利润关键指标是η和峰谷价差。

作为一种实现方式，所述第二平台化结算方法采用下列步骤实现电量及电费的结算(用户先支付给电网，然后电网再支付给平台)：

S41.平台化结算方式下有三块电表，分别为用户侧电表M，电网侧电表M1，储能电表M2；

S42.储能设施及计量表计安装在用户计量表计的电网侧，并在电网侧电表的负荷侧；

S43尖峰电价、峰段电价、平段电价、谷段电价分别为P尖、P峰、P平、P谷；充放电效率为η；充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

S44.在用户电网侧、电网用户侧安装微储能设施后，用户按照用户侧计量表计，根据对应时段的销售侧电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价向电网或者供应方应缴纳电费M应；实际缴纳电费系数为f,则用户实际向电网或者供应方缴纳费用M＝f*M应；

S45.电网公司按照电网侧计量表1对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用应收取电网实际售电费用M1应，实际收取系数为g，则电网公司实际应收取的费用为M1＝g*M1应；

S46.也可以不装M1表计，则M2＝M放结-M充结；

S47.储能装置在执行尖峰电价、峰段电价、平段电价的时段内向用户放电，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M放，乘以放电结算系数c后，实际结算的费用为M放结＝c*M放，储能装置在执行低谷电价、平段电价的时段内借用电网侧发送至用户侧电力，按照对应时段的电网侧销售电价或者供应方与用电方双方或者发电方、输配电方、用电方多方约定的电价计算的费用为M充，乘以充电结算系数e后，实际结算的费用为M充结＝e*M充；

S48.电网公司或者供应方与平台结算的费用为M2＝M-M1，当f＝g＝1时，M2＝M放-M充，M2为综合能源公司利润。

S49.当f＝g＝1时，M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放，影响利润关键指标是η和峰谷价差。

以下通过具体电量及费用结算方式，进一步阐明本发明实施例的技术方案的实质。

图4为本发明的实施例的传统结算方法示意图，如图4所示，本示例的结算方式包括：

1.原有用电状态下，用户向电网公司缴纳电费为M；峰、谷电价分别为P峰、P谷；充放电效率为η；

2.充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

3.在用户侧安装微储能后，用户按照电网侧计量表计向电网缴纳电费M1；

4.储能装置高峰期间向用户放电费用为M放，储能装置低谷期间借用用户电力充电费用为M充；

5.用户按照储能设施计量表计向综合能源公司支付费用为M2＝M放-M充；此为综合能源公司利润。

6.M＝M1+M2

7.利润M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放，由此可见：影响利润关键指标是η和峰谷价差以及设备初始投资。

图5为本发明的实施例的虚拟结算方法示意图，如图5所示，本示例的结算方式包括：

1.原有用电状态下，用户向电网公司缴纳电费为M；峰、谷电价分别为P峰、P谷；充放电效率为η；

2.充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η

3.在用户侧安装微储能后，用户按照电网侧计量表计应向电网缴纳电费M1；

4.储能装置高峰期间向用户放电费用为M放，储能装置低谷期间借用用户电力充电费用为M充；

5.用户按照储能设施计量表计向综合能源公司支付费用为M2＝M放-M充；此为综合能源公司利润。

6.虚拟表M＝M1+M2

7.利润M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放，由此可见：影响利润关键指标是η和峰谷价差。

图6为本发明的实施例的平台化结算方法示意图，如图6所示，本示例的结算方式包括：

1.平台化结算方式下有三块电表，分别为用户侧电表M，电网侧电表M1，储能电表M2；

2.储能设施及计量表计安装在用户计量表计的电网侧，并在电网侧电表的负荷侧；

3.峰、谷电价分别为P峰、P谷；充放电效率为η；充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

4.在用户电网侧、电网用户侧安装微储能后，用户按照用户侧计量表计向平台缴纳电费M；

5.电网公司按照电网侧计量表1向平台收取电网实际售电费用M1；或者发电企业按照电力市场化交易模式向平台收取实际费用M1；

6.储能装置高峰期间向用户放电费用为M放，储能装置低谷期间借用用户电力充电费用为M充；

7.储能装置计量表计为M2＝M放-M充；此为综合能源公司利润。

8.利润M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放，由此可见：影响利润关键指标是η和峰谷价差。

图7为本发明的实施例的计量和结算改革方法示意图，如图7所示，本示例的结算方式包括：

1.平台化结算方式下有三块电表，分别为用户侧电表M，电网侧电表M1，储能电表M2；

2.储能设施及计量表计安装在用户计量表计的电网侧，并在电网侧电表的负荷侧；

3.峰、谷电价分别为P峰、P谷；充放电效率为η；充电电量为Q充，则放电电量Q放＝Q充*η；

4.在用户电网侧、电网用户侧安装微储能后，用户按照用户侧计量表计向平台缴纳电费M；

5.电网公司按照电网侧计量表1向平台收取电网实际售电费用M1；或者发电企业按照电力市场化交易模式向平台收取实际费用M1；

6.储能装置高峰期间向用户放电费用为M放，储能装置低谷期间借用用户电力充电费用为M充；

7.储能装置计量表计为M2＝M放-M充；此为综合能源公司利润。

8.利润M2＝M放-M充＝(P峰-P谷/η)*Q放，由此可见：影响利润关键指标是η和峰谷价差。

本发明实施例中，利润也可以称作差价收入。

本发明实施例还记载了一种电量及电费的统计方法，计费平台或计费程序获取用户使用的储能电站蓄电电量、电网实际使用量，以及确定用户使用电量的使用时段是对应于平段电价时段、低谷电价时段、或平段及低谷混合使用时段，利用前述实施例的分布式用户储能电量及电费结算系统的结算方法，确定与电网、第三方电力运作平台以及用户与电网、第三方电力运作平台之间的分摊及结算。

本发明实施例与现有技术相比，至少具有以下有益效果：

1)改变了传统用户电费缴纳和交易模式，使得储能带来的全社会用电成本的下降和用电效率的提升能够通过更加合理、便利的交易模式进行更大范围的推广和应用。传统意义上的电网承载电力输送和转换利用，通过电网实现了电力用户(需求方)与发电企业(供给方)的物理连接。资金结算也是通过电网公司安装的计量表计，加之以国家管制的价格或者市场化交易的价格进行用户侧与电网的结算。随着储能设备设施逐渐成熟、价格下企至合适区间后，亟需新的交易结算模式，进一步促进用户侧储能产业的大发展。

2)通过建立虚拟表、平台交易模式的计量、结算的方式，使电网公司售电量不受影响，甚至会一定程度增加，增加的部分绝大多数体现在低谷用电，能有效解决新能源消纳、解决电网峰谷差过大的问题，提升电力整体运行效率；同时能够解决用户与储能投资商之间的交易不确定性带来的储能投资进展缓慢的问题；

3)通过平台交易模式，以聚合商的方式将多个用户集中起来，参与市场化交易(直购电)和电力辅助服务市场。既能有效提高用户体验，提高用户收益，又能激励供给方持续创新，不断提升产品与服务能力，不断降低所供能源、电力价格，让平台上的相关方实现良性互动、共生共赢、持续发展。

4)通过平台开展交易，使得交易规则、商业模式、运营机制出现了新的创新，让用户体验有了质的提升。可以进一步实现电力用户和发电企业间的信息交互、供需匹配和资金结算功能。

5)通过平台开展交易，使平台自身保持创新，可持续激发与之相关联的商业模式和社会经济创新。让供给方(发电厂)和需求方(电力用户)直接进行交互，充分发挥双边或多边交易的市场优势，努力缩小供需双方交易价格诉求的差距，提高市场总成交量。整体而言，交易平台扮演的是撮合者的角色。

6)通过平台开展交易，充分调动多元主体的积极性，由其提供更加多元化的服务，吸引更多的需求方和供给方加入，对于新兴的市场主体，诸如售电公司、分布式能源产销一体者，共同合作，激发相关方良性互动，营造良好的平台生态圈。

7)通过平台开展交易，摒弃固有惯性思维模式，主动迎合市场需求。就交易平台注册的市场主体而言，除了传统的发电、电网以及用户之外，还包括未涉足过电力乃至能源行业的企业，通过提供市场化购电服务，为用户提供从购电、节能、能源运维以及能源托管全链条的服务，附加值会大幅提升，市场主体对交易平台的忠诚度或黏性也会更高。

尽管具体地参考其优选实施例来示出并描述了本发明，但本领域的技术人员可以理解，可以作出形式和细节上的各种改变而不脱离所附权利要求书中所述的本发明的范围。以上结合本发明的具体实施例做了详细描述，但并非是对本发明的限制。凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改，均仍属于本发明技术方案的范围。