分析：工商业储能 ~ P2：经济性

liukai · 发表于 2023-9-14 14:32:04

　　对比政策导向相当强烈的电源侧、电网侧储能而言，用户侧储能是否爆发，主要取决于多个市场化因素。与地面电站大基建不同，用户侧储能对经济性十分敏感，这也是过去国内用户侧储能发展的瓶颈之一。在许多人的固有概念中，储能是个to B的赛道，但实际上用户侧储能却是个类to C的领域。工商业主判断是否要采用储能属于纯市场化行为，需要结合储能系统带来的收益多少，以及收益的稳定性和持续性。卓阳大容量储能电站上海卓阳储能科技有限公司致力于工商业储能,清洁能源等电站服务,致力为全球用户提供安全、高效、智能化的储能产品系统解决方案。以新能源为主体,能源电站开发投资、储能产品研发生产、新能源商业化应用为主要业务单元的高新技术企业。

　　如今，峰谷价差拉大，储能盈利模式日渐清晰，很多省份投资回报周期不断缩短，再加上电力现货市场交易的试运行、碳排放双控的推进，使得工商业和户用建设储能的积极性显著提升。另外，“限电”政策引发工商业用户的用电焦虑问题，在商场或充电站等场景中，负荷的启停时间较为集中，经常导致变压器过载。也存在工业生产的大负荷启停导致超过需量的情况，工商业储能或将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段。

　　今年1月，国家发改委发布的《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。业界普遍认为，这将明显利好工商业储能和园区用电，可以配置储能系统利用峰谷价差降低用电成本。

　　截至2023年2月底，全国正在执行的储能政策共32项，补贴方向主要与分布式光伏相结合。补贴金额多为0.2元-0.5元/kWh，补贴年限2-3年。各地的补贴政策不同，与地方财力、招商引资的力度以及对储能的需求相关，但确实会一定程度上提升储能电站收益率，进而提升行业投资积极性。

　　全国20余省的一般工商业电价差在0.7元/kWh以上，有5省的电价差达到1.0元/kWh。每天一充一放下储能LCOE（平准化度电成本）约为0.63元/kwh。当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能投资具有经济性。这意味着，在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。

　　结合分时电价政策，多地已出现深谷、低谷、平段、高峰、尖峰五个时段。部分省份通过分时电价设置了两个高峰段，而且两个高峰段间存在电价差，因此可以让储能在谷时或平时充电，并在两个高峰段放电，如此就能实现每天“两充两放”，大幅提高储能系统的利用率。

　　两充两放策略下的经济性测算：核心假设储能投资成本2元/KWh，循环寿命6000次，年运营天数330天，每天满充满放两次，DoD90%，运维费率每年为投资成本的1%，折旧率3.25%。

　　两充两放策略：谷时/平时充电，高峰/峰时放电。测算结果：浙江省4.75年、广东省5.70年、海南省5.98年，回本周期均在6年以内。

　　两充两放策略下，以浙江省为例，工业活动较发达、峰谷电价差较大，让浙江成为用户侧项目投资经济性较高的区域，在2023年2月电网代理购电价中，浙江省最大峰谷价差为0.9771元/kWh（一般工商业1-10kV）。1月浙江省备案的16个储能建设项目中，15个为用户侧储能项目，总规模约68.82MW/385.39MWh，涉及投资金额约6.8亿元，储能时长配置以2小时为主，项目投资单价约在1.5-3.2元/Wh之间。

　　国内工商业侧储能目前主要集中在峰谷价差较高且工商业发达的江苏、广东、北京、浙江等地区。但在最近两年的夏季，华东、华南等负荷中心区域，受迎峰度夏及夏季有序用电影响，部分工商业用户在夏季用电出现电力短缺问题，同时受峰谷电价政策驱动影响以及储能系统成本下降，工商业用户部署储能的需求正在逐步显现。

　　参考资料：同工商业储能 ~ P1：基本概念 - 知乎 (zhihu.com)