“工商業儲能”的盈利模式與發展驅動力-世界今日報

在國家“雙碳”目標大背景下和構建“以新能源為主體的新型電力系統”的行業大趨勢下，各種利好政策頻出，工商業儲能在市場主體中的地位正逐步得到明確，工商業儲能的商業化盈利渠道也正進一步清晰，市場普遍認為，2023年將是國內工商業儲能元年，有望迎來0-1的爆發。

工商業儲能是分布式儲能系統在用戶側的典型應用，其特點是距離分布式光伏電源端以及負荷中心均較近，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的損耗，助力“雙碳”目標的實現。

工商業儲能應用場景廣泛，目前主流的應用場景為工廠、商場、光儲充電站、微電網。

(相關資料圖)

目前，我國主流商業模式有兩種，一是工商業用戶自行安裝儲能設備，由用戶自行承擔初始投資成本及每年的設備維護成本；另外一種是由能源服務企業協助用戶安裝儲能，能源服務企業投資建設儲能資產并負責運維，工商業用戶向能源服務企業支付用電成本。

工商業儲能盈利模式

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

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

3）兩部制電價包括基本電費和電度電費，基本電費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放電給負載大大，降低基本電費；

4）可通過虛擬電廠（VPP）以聚合方式參與電力現貨市場交易，實現套利收益；

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

6）實現動態增容，節省更換大變壓器成本。

工商業儲能發展的驅動力

01

工商業用電需求居高不下，限電政策引發用電焦慮

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年煤電價格倒掛，發電廠普遍發電意愿不足；從需求側來看，隨著新能源發電占比持續上行，我國電力系統呈現“雙峰雙高”&“雙側隨機性”，運行安全性面臨挑戰。

限電現象的頻發或引發工商業用戶用電焦慮，一旦斷電對企業將大幅提高生產負擔，電力保供需求有望激增。工商企業配置儲能可以在停電、限電時作為備用電源，減少因停工造成的不必要的資金虧損。

02

各地峰谷價差呈增大趨勢，安裝工商業儲能對削減工商業電費支出的效果凸顯，經濟性逐步體現

工商業儲能的盈利線為0.7元/度的峰谷電價差。據統計，3月電網企業代理購電價格中，廣東省珠三角五市峰谷價差為全國最高，價差為1.3882元/度，其次為浙江省1.3349元/度。峰谷電價差超過0.7元的地區達到了23個省區，超過1元的地區有7個省區。

經濟性測算：

3MW/6.88MWh儲能系統項目，峰谷電價差為0.93元/KWh，一年運行660次，項目壽命期為11年的情況下，IRR可達16.45%；若投資成本為2元/Wh，當峰谷價差超過1元/KWh的時候，IRR將達到20%以上。

隨著我國分時電價的完善，各地峰谷價差將進一步老大，工商儲經濟性將明顯提升。

在當下分時電價機制下，部分省市可實現2充2放，大多省份工商業儲能都具備較高經濟性

近年來部分省份將午間時段從“平時段”調整為“低谷時段”，浙江、湖北、湖南、上 海、安徽、廣東、海南等省市的分時電價每天設置了兩個高峰段，如浙江省每日10點-12點、14點-19點為高峰段，每天凌晨在3:00-5:00低谷時執行充電，在8:00-10:00峰時段放電；然后在11:00-13:00低谷時段充電，在19:00-21:00峰時段放電。

當存在兩個高峰段時，即可用工商業儲能系統在谷時/平時充電，并分別于兩個高峰段放電，實現每天兩充兩放，進而提升儲能系統的利用率、縮短成本回收周期。

2充2放下經濟性大幅提高。通過測算國內所有省份在不考慮個別月份尖峰電價的條件下，工商業儲能的IRR：若每天1 充1放，只要峰谷電價差超過7毛錢，IRR就能在7%以上，滿足大部分業主預期。目前國內有23個省區的峰谷價差超過7毛。若每天2充2放，除了寧夏、甘肅外，所有省份工商業儲能的IRR都在7%以上。

03

兩部制電價下，配置工商業儲能可以減少容量/需量電價

當前我國對變壓器容量在315千伏安及以上的大工業用電采取兩部制電價。

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

一天中工業用戶僅在相對短的時間間隔內運行大功率電力設備，在現行工業電價的機制下，高峰負荷的額外成本以容量電費的形式傳遞給用戶。通過減少短時間內負荷高峰峰值降低容量電費，可在工業用戶側配置儲能調控需量，提高用戶收益。

容量套利測算：

假定某企業尖峰時段產生5MW的尖峰負荷。在不裝儲能情況下，當月需要繳納需量電費 5*1000*40=20萬元/月。若安裝了2MW的儲能系統，尖峰時段通過儲能抵消2MW尖峰負荷沖擊，則當月需要繳納的 容量電費3*1000*40=12萬元/月，全年節約成本8*12=96萬。

04

輔助服務、補貼、隔墻售電政策出臺，推動工商業儲能發展

?輔助服務方面

儲能已逐步融入市場主體。我國電力輔助服務市場中交易品種包括調峰、調頻、無功調節、備用和黑啟動等。

近年來我國也不斷將發電主體擴展到清潔能源，正式將儲能和可調節負荷納入了提供輔助服務的市場主體之中，其中典型如江蘇起到良好的示范作用，儲能設施已經無縫融入了調峰和調頻的輔助服務市場。

?補貼方面

全國多省市發布專項政策以支持產業發展，比如：

1月16日，重慶兩江新區管委會印發《重慶兩江新區支持新型儲能發展專項政策》，按照儲能裝機規模補貼200元/千瓦時（原文如此），單個項目不超過500萬元；

1月28日，江蘇省常州市出臺《推進新能源之都建設政策措施》，對裝機容量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/千瓦時的獎勵，連續獎勵不超過2年；

3月3日，杭州市蕭山區發布《杭州市蕭山區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數不低于600小時的區統調儲能項目，按儲能功率300元/千瓦給予投資經營主體一次性補貼。

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

? 隔墻售電方面

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

分布式電源“隔墻售電”模式對于用戶側來說，臨近工商業或工業園區可以認為是一個整體，利于儲能的大型化降本。對于投資方來說，大型化用戶側儲能有望拓展商業模式，從而提升經濟性；對于電網來說，大型儲能有可能成為可以調用的靈活性資源。

2017年10月我國“隔墻售電”正式啟動，明確分布式發電項目的規模與交易方式；2019年公布首批 26個“隔墻售電”試點名單，容量共計147萬千瓦；2021年明確鼓勵分布式項目參與市場交易，隨著電價市場化改革逐步推進和電價機制體系的逐步完善，分布式能源市場主體滲透率將進一步提升，市場化交易也將逐步規范。

綜合來看，在政策、需求等多重利好之下，工商業儲能經濟性正日益凸顯，有望成為下一個“黃金賽道”。

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