在國家“雙碳”目標(biāo)大背景下和構(gòu)建“以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”的行業(yè)大趨勢下，各種利好政策頻出，工商業(yè)儲能在市場主體中的地位正逐步得到明確，工商業(yè)儲能的商業(yè)化盈利渠道也正進(jìn)一步清晰，市場普遍認(rèn)為，2023年將是國內(nèi)工商業(yè)儲能元年，有望迎來0-1的爆發(fā)。

工商業(yè)儲能是分布式儲能系統(tǒng)在用戶側(cè)的典型應(yīng)用，其特點(diǎn)是距離分布式光伏電源端以及負(fù)荷中心均較近，不僅可有效提升清潔能源的消納率，還可有效減少電能的傳輸?shù)膿p耗，助力“雙碳”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。

工商業(yè)儲能應(yīng)用場景廣泛，目前主流的應(yīng)用場景為工廠、商場、光儲充電站、微電網(wǎng)。

(相關(guān)資料圖)

目前，我國主流商業(yè)模式有兩種，一是工商業(yè)用戶自行安裝儲能設(shè)備，由用戶自行承擔(dān)初始投資成本及每年的設(shè)備維護(hù)成本；另外一種是由能源服務(wù)企業(yè)協(xié)助用戶安裝儲能，能源服務(wù)企業(yè)投資建設(shè)儲能資產(chǎn)并負(fù)責(zé)運(yùn)維，工商業(yè)用戶向能源服務(wù)企業(yè)支付用電成本。

工商業(yè)儲能盈利模式

1）主要的盈利來源為峰谷價(jià)差套利，通過削峰填谷獲取價(jià)差收益，為用戶節(jié)省用電成本；

2）通過對光伏電源的“削峰填谷”，最大化提升光伏發(fā)電的自發(fā)自用比例，最大化降低用電成本；

3）兩部制電價(jià)包括基本電費(fèi)和電度電費(fèi)，基本電費(fèi)可按電壓器容量或最大需量繳納，儲能電站可以在用電高峰時(shí)放電給負(fù)載大大，降低基本電費(fèi)；

4）可通過虛擬電廠（VPP）以聚合方式參與電力現(xiàn)貨市場交易，實(shí)現(xiàn)套利收益；

5）參與輔助服務(wù)獲得收益，并可作為備用電源，可以替代傳統(tǒng)的UPS電源的功能；

6）實(shí)現(xiàn)動態(tài)增容，節(jié)省更換大變壓器成本。

工商業(yè)儲能發(fā)展的驅(qū)動力

01

工商業(yè)用電需求居高不下，限電政策引發(fā)用電焦慮

近年來多地電力供需失衡，限電政策有望刺激電力保供需求。從供給端來看，2021年煤電價(jià)格倒掛，發(fā)電廠普遍發(fā)電意愿不足；從需求側(cè)來看，隨著新能源發(fā)電占比持續(xù)上行，我國電力系統(tǒng)呈現(xiàn)“雙峰雙高”&“雙側(cè)隨機(jī)性”，運(yùn)行安全性面臨挑戰(zhàn)。

限電現(xiàn)象的頻發(fā)或引發(fā)工商業(yè)用戶用電焦慮，一旦斷電對企業(yè)將大幅提高生產(chǎn)負(fù)擔(dān)，電力保供需求有望激增。工商企業(yè)配置儲能可以在停電、限電時(shí)作為備用電源，減少因停工造成的不必要的資金虧損。

02

各地峰谷價(jià)差呈增大趨勢，安裝工商業(yè)儲能對削減工商業(yè)電費(fèi)支出的效果凸顯，經(jīng)濟(jì)性逐步體現(xiàn)

工商業(yè)儲能的盈利線為0.7元/度的峰谷電價(jià)差。據(jù)統(tǒng)計(jì)，3月電網(wǎng)企業(yè)代理購電價(jià)格中，廣東省珠三角五市峰谷價(jià)差為全國最高，價(jià)差為1.3882元/度，其次為浙江省1.3349元/度。峰谷電價(jià)差超過0.7元的地區(qū)達(dá)到了23個(gè)省區(qū)，超過1元的地區(qū)有7個(gè)省區(qū)。

經(jīng)濟(jì)性測算：

3MW/6.88MWh儲能系統(tǒng)項(xiàng)目，峰谷電價(jià)差為0.93元/KWh，一年運(yùn)行660次，項(xiàng)目壽命期為11年的情況下，IRR可達(dá)16.45%；若投資成本為2元/Wh，當(dāng)峰谷價(jià)差超過1元/KWh的時(shí)候，IRR將達(dá)到20%以上。

隨著我國分時(shí)電價(jià)的完善，各地峰谷價(jià)差將進(jìn)一步老大，工商儲經(jīng)濟(jì)性將明顯提升。

在當(dāng)下分時(shí)電價(jià)機(jī)制下，部分省市可實(shí)現(xiàn)2充2放，大多省份工商業(yè)儲能都具備較高經(jīng)濟(jì)性

近年來部分省份將午間時(shí)段從“平時(shí)段”調(diào)整為“低谷時(shí)段”，浙江、湖北、湖南、上 海、安徽、廣東、海南等省市的分時(shí)電價(jià)每天設(shè)置了兩個(gè)高峰段，如浙江省每日10點(diǎn)-12點(diǎn)、14點(diǎn)-19點(diǎn)為高峰段，每天凌晨在3:00-5:00低谷時(shí)執(zhí)行充電，在8:00-10:00峰時(shí)段放電；然后在11:00-13:00低谷時(shí)段充電，在19:00-21:00峰時(shí)段放電。

當(dāng)存在兩個(gè)高峰段時(shí)，即可用工商業(yè)儲能系統(tǒng)在谷時(shí)/平時(shí)充電，并分別于兩個(gè)高峰段放電，實(shí)現(xiàn)每天兩充兩放，進(jìn)而提升儲能系統(tǒng)的利用率、縮短成本回收周期。

2充2放下經(jīng)濟(jì)性大幅提高。通過測算國內(nèi)所有省份在不考慮個(gè)別月份尖峰電價(jià)的條件下，工商業(yè)儲能的IRR：若每天1 充1放，只要峰谷電價(jià)差超過7毛錢，IRR就能在7%以上，滿足大部分業(yè)主預(yù)期。目前國內(nèi)有23個(gè)省區(qū)的峰谷價(jià)差超過7毛。若每天2充2放，除了寧夏、甘肅外，所有省份工商業(yè)儲能的IRR都在7%以上。

03

兩部制電價(jià)下，配置工商業(yè)儲能可以減少容量/需量電價(jià)

當(dāng)前我國對變壓器容量在315千伏安及以上的大工業(yè)用電采取兩部制電價(jià)。

兩部制將上網(wǎng)電價(jià)分為容量/需量電價(jià)和電量電價(jià)。容量電價(jià)又稱為“基本電價(jià)” ，用來計(jì)算用戶占用了用電容量而交納的電費(fèi)，需量電價(jià)就是按變壓器的容量（運(yùn)行中的最大需要量）來計(jì)算；電量電價(jià)計(jì)算的是客戶耗用的電能量，即變動費(fèi)用部分。

一天中工業(yè)用戶僅在相對短的時(shí)間間隔內(nèi)運(yùn)行大功率電力設(shè)備，在現(xiàn)行工業(yè)電價(jià)的機(jī)制下，高峰負(fù)荷的額外成本以容量電費(fèi)的形式傳遞給用戶。通過減少短時(shí)間內(nèi)負(fù)荷高峰峰值降低容量電費(fèi)，可在工業(yè)用戶側(cè)配置儲能調(diào)控需量，提高用戶收益。

容量套利測算：

假定某企業(yè)尖峰時(shí)段產(chǎn)生5MW的尖峰負(fù)荷。在不裝儲能情況下，當(dāng)月需要繳納需量電費(fèi) 5*1000*40=20萬元/月。若安裝了2MW的儲能系統(tǒng)，尖峰時(shí)段通過儲能抵消2MW尖峰負(fù)荷沖擊，則當(dāng)月需要繳納的 容量電費(fèi)3*1000*40=12萬元/月，全年節(jié)約成本8*12=96萬。

04

輔助服務(wù)、補(bǔ)貼、隔墻售電政策出臺，推動工商業(yè)儲能發(fā)展

?輔助服務(wù)方面

儲能已逐步融入市場主體。我國電力輔助服務(wù)市場中交易品種包括調(diào)峰、調(diào)頻、無功調(diào)節(jié)、備用和黑啟動等。

近年來我國也不斷將發(fā)電主體擴(kuò)展到清潔能源，正式將儲能和可調(diào)節(jié)負(fù)荷納入了提供輔助服務(wù)的市場主體之中，其中典型如江蘇起到良好的示范作用，儲能設(shè)施已經(jīng)無縫融入了調(diào)峰和調(diào)頻的輔助服務(wù)市場。

?補(bǔ)貼方面

全國多省市發(fā)布專項(xiàng)政策以支持產(chǎn)業(yè)發(fā)展，比如：

1月16日，重慶兩江新區(qū)管委會印發(fā)《重慶兩江新區(qū)支持新型儲能發(fā)展專項(xiàng)政策》，按照儲能裝機(jī)規(guī)模補(bǔ)貼200元/千瓦時(shí)（原文如此），單個(gè)項(xiàng)目不超過500萬元；

1月28日，江蘇省常州市出臺《推進(jìn)新能源之都建設(shè)政策措施》，對裝機(jī)容量1兆瓦及以上的新型儲能電站，按放電量給予投資主體不超過0.3元/千瓦時(shí)的獎勵(lì)，連續(xù)獎勵(lì)不超過2年；

3月3日，杭州市蕭山區(qū)發(fā)布《杭州市蕭山區(qū)電力保供三年行動方案（2022-2024）》，對“十四五”期間建成年利用小時(shí)數(shù)不低于600小時(shí)的區(qū)統(tǒng)調(diào)儲能項(xiàng)目，按儲能功率300元/千瓦給予投資經(jīng)營主體一次性補(bǔ)貼。

截至目前，各地正在執(zhí)行的儲能補(bǔ)貼政策共超過30項(xiàng)，補(bǔ)貼方式主要以容量補(bǔ)貼、放電補(bǔ)貼和投資補(bǔ)貼為主，補(bǔ)貼方向注重與分布式光伏相結(jié)合，如果是持續(xù)性的補(bǔ)貼方式，金額多為0.2元-0.5元/千瓦時(shí)，補(bǔ)貼年限2-3年。

? 隔墻售電方面

“隔墻售電”即分布式發(fā)電項(xiàng)目就近交易，“隔墻售電”允許分布式能源項(xiàng)目通過配電網(wǎng)直接將電力銷售給周邊的用戶側(cè)，這個(gè)過程少了電網(wǎng)參與，減少了中間成本。

分布式電源“隔墻售電”模式對于用戶側(cè)來說，臨近工商業(yè)或工業(yè)園區(qū)可以認(rèn)為是一個(gè)整體，利于儲能的大型化降本。對于投資方來說，大型化用戶側(cè)儲能有望拓展商業(yè)模式，從而提升經(jīng)濟(jì)性；對于電網(wǎng)來說，大型儲能有可能成為可以調(diào)用的靈活性資源。

2017年10月我國“隔墻售電”正式啟動，明確分布式發(fā)電項(xiàng)目的規(guī)模與交易方式；2019年公布首批 26個(gè)“隔墻售電”試點(diǎn)名單，容量共計(jì)147萬千瓦；2021年明確鼓勵(lì)分布式項(xiàng)目參與市場交易，隨著電價(jià)市場化改革逐步推進(jìn)和電價(jià)機(jī)制體系的逐步完善，分布式能源市場主體滲透率將進(jìn)一步提升，市場化交易也將逐步規(guī)范。

綜合來看，在政策、需求等多重利好之下，工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性正日益凸顯，有望成為下一個(gè)“黃金賽道”。

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