“工商业储能”的盈利模式与发展驱动力-世界今日报

在国家“双碳”目标大背景下和构建“以新能源为主体的新型电力系统”的行业大趋势下，各种利好政策频出，工商业储能在市场主体中的地位正逐步得到明确，工商业储能的商业化盈利渠道也正进一步清晰，市场普遍认为，2023年将是国内工商业储能元年，有望迎来0-1的爆发。

工商业储能是分布式储能系统在用户侧的典型应用，其特点是距离分布式光伏电源端以及负荷中心均较近，不仅可有效提升清洁能源的消纳率，还可有效减少电能的传输的损耗，助力“双碳”目标的实现。

工商业储能应用场景广泛，目前主流的应用场景为工厂、商场、光储充电站、微电网。

(相关资料图)

目前，我国主流商业模式有两种，一是工商业用户自行安装储能设备，由用户自行承担初始投资成本及每年的设备维护成本；另外一种是由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业投资建设储能资产并负责运维，工商业用户向能源服务企业支付用电成本。

工商业储能盈利模式

1）主要的盈利来源为峰谷价差套利，通过削峰填谷获取价差收益，为用户节省用电成本；

2）通过对光伏电源的“削峰填谷”，最大化提升光伏发电的自发自用比例，最大化降低用电成本；

3）两部制电价包括基本电费和电度电费，基本电费可按电压器容量或最大需量缴纳，储能电站可以在用电高峰时放电给负载大大，降低基本电费；

4）可通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力现货市场交易，实现套利收益；

5）参与辅助服务获得收益，并可作为备用电源，可以替代传统的UPS电源的功能；

6）实现动态增容，节省更换大变压器成本。

工商业储能发展的驱动力

01

工商业用电需求居高不下，限电政策引发用电焦虑

近年来多地电力供需失衡，限电政策有望刺激电力保供需求。从供给端来看，2021年煤电价格倒挂，发电厂普遍发电意愿不足；从需求侧来看，随着新能源发电占比持续上行，我国电力系统呈现“双峰双高”&“双侧随机性”，运行安全性面临挑战。

限电现象的频发或引发工商业用户用电焦虑，一旦断电对企业将大幅提高生产负担，电力保供需求有望激增。工商企业配置储能可以在停电、限电时作为备用电源，减少因停工造成的不必要的资金亏损。

02

各地峰谷价差呈增大趋势，安装工商业储能对削减工商业电费支出的效果凸显，经济性逐步体现

工商业储能的盈利线为0.7元/度的峰谷电价差。据统计，3月电网企业代理购电价格中，广东省珠三角五市峰谷价差为全国最高，价差为1.3882元/度，其次为浙江省1.3349元/度。峰谷电价差超过0.7元的地区达到了23个省区，超过1元的地区有7个省区。

经济性测算：

3MW/6.88MWh储能系统项目，峰谷电价差为0.93元/KWh，一年运行660次，项目寿命期为11年的情况下，IRR可达16.45%；若投资成本为2元/Wh，当峰谷价差超过1元/KWh的时候，IRR将达到20%以上。

随着我国分时电价的完善，各地峰谷价差将进一步老大，工商储经济性将明显提升。

在当下分时电价机制下，部分省市可实现2充2放，大多省份工商业储能都具备较高经济性

近年来部分省份将午间时段从“平时段”调整为“低谷时段”，浙江、湖北、湖南、上 海、安徽、广东、海南等省市的分时电价每天设置了两个高峰段，如浙江省每日10点-12点、14点-19点为高峰段，每天凌晨在3:00-5:00低谷时执行充电，在8:00-10:00峰时段放电；然后在11:00-13:00低谷时段充电，在19:00-21:00峰时段放电。

当存在两个高峰段时，即可用工商业储能系统在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收周期。

2充2放下经济性大幅提高。通过测算国内所有省份在不考虑个别月份尖峰电价的条件下，工商业储能的IRR：若每天1 充1放，只要峰谷电价差超过7毛钱，IRR就能在7%以上，满足大部分业主预期。目前国内有23个省区的峰谷价差超过7毛。若每天2充2放，除了宁夏、甘肃外，所有省份工商业储能的IRR都在7%以上。

03

两部制电价下，配置工商业储能可以减少容量/需量电价

当前我国对变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采取两部制电价。

两部制将上网电价分为容量/需量电价和电量电价。容量电价又称为“基本电价” ，用来计算用户占用了用电容量而交纳的电费，需量电价就是按变压器的容量（运行中的最大需要量）来计算；电量电价计算的是客户耗用的电能量，即变动费用部分。

一天中工业用户仅在相对短的时间间隔内运行大功率电力设备，在现行工业电价的机制下，高峰负荷的额外成本以容量电费的形式传递给用户。通过减少短时间内负荷高峰峰值降低容量电费，可在工业用户侧配置储能调控需量，提高用户收益。

容量套利测算：

假定某企业尖峰时段产生5MW的尖峰负荷。在不装储能情况下，当月需要缴纳需量电费 5*1000*40=20万元/月。若安装了2MW的储能系统，尖峰时段通过储能抵消2MW尖峰负荷冲击，则当月需要缴纳的 容量电费3*1000*40=12万元/月，全年节约成本8*12=96万。

04

辅助服务、补贴、隔墙售电政策出台，推动工商业储能发展

➤辅助服务方面

储能已逐步融入市场主体。我国电力辅助服务市场中交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用和黑启动等。

近年来我国也不断将发电主体扩展到清洁能源，正式将储能和可调节负荷纳入了提供辅助服务的市场主体之中，其中典型如江苏起到良好的示范作用，储能设施已经无缝融入了调峰和调频的辅助服务市场。

➤补贴方面

全国多省市发布专项政策以支持产业发展，比如：

1月16日，重庆两江新区管委会印发《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》，按照储能装机规模补贴200元/千瓦时（原文如此），单个项目不超过500万元；

1月28日，江苏省常州市出台《推进新能源之都建设政策措施》，对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时的奖励，连续奖励不超过2年；

3月3日，杭州市萧山区发布《杭州市萧山区电力保供三年行动方案（2022-2024）》，对“十四五”期间建成年利用小时数不低于600小时的区统调储能项目，按储能功率300元/千瓦给予投资经营主体一次性补贴。

截至目前，各地正在执行的储能补贴政策共超过30项，补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向注重与分布式光伏相结合，如果是持续性的补贴方式，金额多为0.2元-0.5元/千瓦时，补贴年限2-3年。

➤ 隔墙售电方面

“隔墙售电”即分布式发电项目就近交易，“隔墙售电”允许分布式能源项目通过配电网直接将电力销售给周边的用户侧，这个过程少了电网参与，减少了中间成本。

分布式电源“隔墙售电”模式对于用户侧来说，临近工商业或工业园区可以认为是一个整体，利于储能的大型化降本。对于投资方来说，大型化用户侧储能有望拓展商业模式，从而提升经济性；对于电网来说，大型储能有可能成为可以调用的灵活性资源。

2017年10月我国“隔墙售电”正式启动，明确分布式发电项目的规模与交易方式；2019年公布首批 26个“隔墙售电”试点名单，容量共计147万千瓦；2021年明确鼓励分布式项目参与市场交易，随着电价市场化改革逐步推进和电价机制体系的逐步完善，分布式能源市场主体渗透率将进一步提升，市场化交易也将逐步规范。

综合来看，在政策、需求等多重利好之下，工商业储能经济性正日益凸显，有望成为下一个“黄金赛道”。

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