中國儲能網(wǎng)訊：近年來，為實現(xiàn)“雙碳”目標，我國不斷提高可再生能源在能源結(jié)構(gòu)中的比重，加快建設新型電力系統(tǒng)，儲能成為新型電力系統(tǒng)的必要組成部分。儲能系統(tǒng)由電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能組成?？傮w來說，用戶側(cè)儲能在儲能體系中占比不高。近兩年來，我國用戶側(cè)儲能在政策、市場激勵下，發(fā)展形勢不斷向好，工商業(yè)儲能作為國內(nèi)用戶側(cè)儲能的主要形式，其商業(yè)模式逐漸清晰，涌入此賽道的玩家不斷增多。其中，廣東省得益于較大的峰谷電價差和較大的工商業(yè)用電規(guī)模，工商業(yè)儲能投運規(guī)模在全國處于領先地位，粵港澳地區(qū)儲能發(fā)展對推進全國儲能產(chǎn)業(yè)建設具有重要借鑒意義。
為研究粵港澳大灣區(qū)工商業(yè)儲能發(fā)展現(xiàn)狀及前景，本團隊查閱國內(nèi)外儲能相關文獻資料，總結(jié)了國外工商業(yè)儲能發(fā)展對于我國的借鑒意義。除此之外，本團隊還實地調(diào)研了電力調(diào)度和交易機構(gòu)、發(fā)電企業(yè)、儲能項目投資運營商以及設備商等相關方，從應用場景、成本構(gòu)成、盈利邏輯、投資模式、市場現(xiàn)狀、利潤測算等方面總結(jié)了調(diào)研成果。
在文獻研究方面，團隊通過梳理美國、歐洲工商業(yè)儲能發(fā)展現(xiàn)狀，發(fā)現(xiàn)國外的儲能發(fā)展依托于電力系統(tǒng)高度市場化、居民電價高的現(xiàn)實背景。相較而言，我國居民電價低、工商業(yè)用戶電價高，借鑒國外發(fā)展的經(jīng)驗，我國發(fā)展儲能的關鍵在于不斷完善電力市場體系，加大儲能技術(shù)研發(fā)投入以降低單位投資成本，有針對性地對地方項目進行合理補貼以提升工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性。對于國內(nèi)工商業(yè)儲能發(fā)展現(xiàn)狀，本團隊發(fā)現(xiàn)，在現(xiàn)行電力市場和輸配電價機制下，新型儲能僅能通過參與能量市場和輔助服務市場獲益，其降低整體發(fā)電成本、降低容量建設成本、提高系統(tǒng)安全穩(wěn)定性、為電網(wǎng)提供靈活控制資源等的潛在價值沒有得到相應回報，要解決工商業(yè)儲能投資回報問題，需要對應其提供的服務，進入多類市場。
在厘清國內(nèi)外現(xiàn)狀后，本團隊實地調(diào)研廣東省工商業(yè)儲能行業(yè)相關代表性主體，調(diào)研情況總結(jié)如下：第一，從企業(yè)盈利角度來看，各主體表示峰谷價差套利是目前工商業(yè)儲能最主要的盈利模式，且隨著廣東地區(qū)峰谷價差不斷拉大，工商業(yè)儲能收益持續(xù)提升，同時，碳酸鋰價格下跌帶動工商業(yè)儲能項目單位投資成本下降，在收益提升和成本下降的加持下，工商業(yè)儲能經(jīng)濟性進一步提升。第二，從市場競爭角度看，工商業(yè)儲能技術(shù)門檻較低，加上行業(yè)規(guī)范不健全，大量涌入的市場參與者可能導致劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象，相關人士建議，成立行業(yè)協(xié)會進行規(guī)范，并在產(chǎn)品的差異性逐漸凸顯后淘汰一些低質(zhì)量企業(yè)。當下，可選擇且有裝配意愿的優(yōu)質(zhì)客戶仍然較少，一方面，客戶普遍對工商業(yè)儲能缺乏準確認知，且服務商開發(fā)路徑高度依賴現(xiàn)有資源；另一方面，配儲需要用戶的用電曲線跟峰谷曲線匹配且具有合適的場地布置儲能機箱。第三，從儲能參與電力市場化交易角度來看，鑒于目前我國電力現(xiàn)貨市場仍在建設中，加之工商業(yè)儲能由于充放電規(guī)模小、調(diào)度優(yōu)先級低，短時間內(nèi)難以真正參與現(xiàn)貨市場，應通過虛擬電廠建設進行試點。
下面從應用場景、成本構(gòu)成、盈利邏輯、投資模式、市場現(xiàn)狀對調(diào)研成果進行總結(jié)，并進行模擬利潤測算。
1.應用場景
目前國內(nèi)的工商業(yè)儲能應用場景主要分為三類：單獨配置、光儲（充）一體化電站、微電網(wǎng)。單獨配置是工商業(yè)儲能最基礎、最常見的應用場景；光儲（充）一體化電站在單獨配置的應用場景上拓展了儲能的價值空間，提高了配備光伏用戶的發(fā)用電靈活性，在拓展工商業(yè)儲能的盈利方式的同時也降低了光伏并網(wǎng)對電網(wǎng)的沖擊。但光儲（充）一體化電站也對性能與安全提出了更高的要求，且普遍存在經(jīng)濟性不高的問題。微電網(wǎng)場景中的應用則對儲能的精準調(diào)節(jié)能力提出了更高的要求，系統(tǒng)的耦合性更強。
2.成本構(gòu)成
在成本構(gòu)成方面，工商業(yè)儲能系統(tǒng)成本拆分如下：電芯成本約為1.00元/瓦時，占比約50%；PCS成本約為0.15元/瓦時，占比約7%；BMS、EMS等成本約為0.26元/瓦時，占比約13%；集裝箱、線纜等成本約為0.25元/瓦時，占比約12%；設計、施工等非設施部分成本約為0.35元/瓦時，占比約17%（數(shù)據(jù)來源：索比儲能網(wǎng)）。在儲能系統(tǒng)中，電芯是最大的成本支出，其正極主要材料為碳酸鋰，碳酸鋰占儲能電芯成本高達30%—40%。2022年碳酸鋰價格持續(xù)上漲，一度漲至11月的59萬元/噸。2023年以來碳酸鋰價格快速下行，帶動電芯及終端招標價格下降。有研究者預計，未來碳酸鋰價格有望回落至10萬—15萬元/噸，對應的電芯成本降低至0.35—0.40元/瓦時，調(diào)研企業(yè)有關負責人也提到，碳酸鋰、電芯價格均呈下降趨勢，帶動工商業(yè)儲能項目單位投資成本呈下降趨勢。
3.盈利邏輯
在盈利邏輯方面，本調(diào)研團隊結(jié)合廣東地區(qū)實地調(diào)研結(jié)果及現(xiàn)有全國各省份交易細則，總結(jié)出常見的工商業(yè)儲能盈利方式如下：
一是峰谷價差套利。由于每日不同時段工商業(yè)用電量不同，我國實施峰平谷時段電價，在用電高峰期電價上漲；用電低谷期電價下跌。工商業(yè)儲能可利用峰谷價差進行充放電套利。具體來說，用戶可在負荷低時，以較低的谷電價對儲能電池進行充電，在負荷高峰時，由儲能電池向負荷供電，實現(xiàn)峰值負荷的轉(zhuǎn)移，減少峰時用電成本。
據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）統(tǒng)計，全國2022年工商業(yè)平均峰谷價差已達0.704元/千瓦時，其中，位居價差前三的地區(qū)分別是廣東?。ㄖ槿俏迨?，1.259元/千瓦時）、海南?。?.07元/千瓦時）、浙江?。?.978元/千瓦時）（數(shù)據(jù)來源：各省電網(wǎng)）。同樣以廣東省珠三角五市為例，2023年8月電網(wǎng)代理購電電價中，一般工商業(yè)（不滿1千伏）單一制尖峰電價為1.777元/千瓦時，低谷電價為0.340元/千瓦時，峰谷價差達到1.437元/千瓦時。峰谷價差套利收益也與每日充放次數(shù)有關，廣東目前已經(jīng)能夠?qū)崿F(xiàn)部分兩充兩放，儲能經(jīng)濟性進一步提高。據(jù)廣州發(fā)展集團新能源南沙充電站相關負責人員介紹，充電站的充放電基本情況為每日0:00—8:00充電（谷時），10:00—12:00放電（峰時），12:00—14:00充電（平時），15:00—19:00放電（峰時），其余時間系統(tǒng)待機。儲能系統(tǒng)效率較高，2021年均達到92.5%（9月最高93.5%，8月最低90.2%），2022年均達到92.9%（8月最高96.4%，7月最低88.75%），月份之間的偏差來源于后臺系統(tǒng)故障。
二是降低基本電費。根據(jù)本次調(diào)研訪談，我們了解到，在兩部制電價背景下，基本電費可選擇按最大負荷需量計費或按變壓器容量計費。用電用戶的變壓器容量一般是固定的，因此，按變壓器容量計費操作簡單，便于計算。按最大需量計費則由用戶按需申請、按需用電。用戶可從滿足生產(chǎn)需求、節(jié)能、降低用電成本、可操作性等方面考慮選擇按容或按需繳費方式。目前，珠三角的基本電費價格分別為36.1元/千伏安（需量）和22.6元/千伏安（容量），理論測算（即容量成本除以需量成本）的最大需量超過容量的62.6%時，按容計費成本更低。由于按容計費的用戶往往擁有更高的用電量和充放電頻率，且操作更簡便，儲能服務方更青睞按容計費的用戶。工商業(yè)儲能通過降低變壓器容量，可有效降低按容計費時的基本電費，從而降低成本。
三是新能源消納。一般情況下，光伏發(fā)電與負載消耗存在時間上的錯配。當光伏發(fā)電超出負載消耗時，工商業(yè)用戶以低價出售余電給電網(wǎng)公司；當光伏發(fā)電小于負載消耗時，工商業(yè)用戶需要以高價代理購電。通過安裝儲能系統(tǒng)，對光伏發(fā)電實現(xiàn)削峰填谷，在光伏發(fā)電量大時儲存無法消耗的電量，在光伏發(fā)電量不足時釋放儲能系統(tǒng)中的電量供給負載，減少高價購電成本。
四是專項補貼。廣東省部分城市對工商業(yè)儲能直接給予專項補貼支持，包括系統(tǒng)運行補償（非自身原因?qū)е略诂F(xiàn)貨電能量市場中的收益低于運行成本費用和電能量報價費用的較小值時，根據(jù)獨立儲能運行成本費用或報價費用與其在現(xiàn)貨電能量市場中的收益之差及補償系數(shù)進行補償）、深度調(diào)峰補償（按照市場出清結(jié)果要求，獨立儲能電站進入充電狀態(tài)時，對其充電電量進行補償）、投資補貼（按儲能投資額進行補貼）。通過本次調(diào)研我們了解到，目前廣東地區(qū)用戶側(cè)儲能補貼較少，且對容量、投資額等要求較高，實際滿足條件的工商業(yè)儲能項目不多。
五是工商業(yè)儲能加虛擬電廠，工商業(yè)儲能可參與虛擬電廠，進一步拓寬盈利邊界。2023年6月29日，深圳虛擬電廠管理平臺2.0上線試運行，廣東虛擬電廠從初步探索階段向?qū)嵺`階段邁出了重要一步，工商業(yè)儲能+虛擬電廠未來可期。其具體盈利模式有需求側(cè)響應、輔助服務市場、現(xiàn)貨市場交易等。
4.投資模式
在投資模式方面，調(diào)研團隊調(diào)研并總結(jié)了工商業(yè)儲能的不同投資模式。此外，融資租賃模式也在工商業(yè)儲能領域嶄露頭角。不同的投資商業(yè)模式將在工商業(yè)儲能市場的不同發(fā)展階段發(fā)生變化，目前（市場早期），合同能源管理、融資租賃的模式有利于推動用電企業(yè)決策和使用儲能，屬于較穩(wěn)健保守的投資模式。在市場發(fā)展中期，隨著市場規(guī)則完善，投資者對收益的預期趨于穩(wěn)定，自主投資和融資租賃占比將有所增加，而純租賃的投資模式將高度依賴重資產(chǎn)運營的企業(yè)數(shù)量。
5.市場現(xiàn)狀
在市場現(xiàn)狀方面，與大儲能相比，工商業(yè)儲能由于缺乏政策激勵和盈利渠道，起步較晚，發(fā)展緩慢。EESA數(shù)據(jù)庫顯示，2022年已并網(wǎng)新型儲能項目中，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能裝機量占比分別為49%和43%，而用戶側(cè)儲能占比僅為8%。然而，近年來隨著各地逐步推進落實分時電價相關政策，工商業(yè)儲能經(jīng)濟性初顯、商業(yè)模式愈加清晰后，市場主體投資工商業(yè)儲能的意愿也愈加強烈，發(fā)展逐步加速。2021年我國工商業(yè)儲能新增裝機188兆瓦/333兆瓦時，2022年新增裝機257兆瓦/928兆瓦時，同比增速分別達到36.7%、178.7%?！栋灼凤@示，2023年1—6月，中國用戶側(cè)儲能項目新增裝機規(guī)模約138兆瓦，主要是工商業(yè)儲能。2023年底，工商業(yè)儲能新增裝機規(guī)模有望達到300—400兆瓦。按照工商業(yè)儲能系統(tǒng)成本1.2—1.5元/瓦時、儲能時長約2.5小時估算，2025年我國工商業(yè)儲能累計市場規(guī)模為65億—80億元。許多業(yè)內(nèi)人士認為目前我國工商業(yè)儲能市場剛起步，暫未形成競爭格局，且對市場潛在用戶數(shù)目的估計尚處于模糊空白階段，本調(diào)研團隊認為可以單臺變壓器容量大于630千伏安為基準條件，篩選粵港澳地區(qū)所有潛在用戶。
6.利潤測算
為模擬測算工商業(yè)儲能當前的經(jīng)濟性，我們根據(jù)調(diào)研成果和目前的項目研究做出一系列假設后進行了粗略測算。通過測算結(jié)果可知，在假設的峰谷價差水平，考慮容量電費和政策補貼，不考慮需求響應和輔助服務，考慮前10年，經(jīng)濟性測算得出IRR=16%，此工商業(yè)儲能項目預計5.45年回本。
從相關政策來看，建構(gòu)清潔低碳的能源體系，大力發(fā)展儲能是大勢所趨。2019年2月18日，中共中央、國務院印發(fā)《粵港澳大灣區(qū)發(fā)展規(guī)劃綱要》（以下簡稱《規(guī)劃綱要》）?！兑?guī)劃綱要》指出，要大力推進能源供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，優(yōu)化粵港澳大灣區(qū)能源結(jié)構(gòu)和布局，建設清潔、低碳、安全、高效的能源供給體系。2022年4月13日，《廣東省人民政府辦公廳發(fā)布關于印發(fā)廣東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃的通知》發(fā)布，在推進粵港澳大灣區(qū)能源協(xié)同方面，《廣東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》明確以“灣區(qū)所向、港澳所需、廣東所能”為導向，積極推動粵港澳大灣區(qū)能源協(xié)同發(fā)展，形成粵港澳統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、互聯(lián)互通、優(yōu)勢互補、合作共贏的格局，努力構(gòu)建清潔低碳、安全可靠、智能高效、開放共享的區(qū)域能源體系，為建設國際一流灣區(qū)和世界級城市群提供高質(zhì)量能源發(fā)展支撐。
從市場前景來看，目前，廣東地區(qū)已經(jīng)形成了較為完善的儲能產(chǎn)業(yè)鏈，擁有儲能電池等核心部件的生產(chǎn)能力以及優(yōu)質(zhì)客戶與合作模式，同時擁有較為良好的市場環(huán)境和政策支持，未來儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展?jié)摿薮蟆?
具體來說，在成本方面，目前工商業(yè)儲能主要采用電化學儲能，成本呈降低趨勢，短期成本下降帶動工商業(yè)儲能經(jīng)濟性進一步提升，能夠刺激工商業(yè)儲能投資。在收益方面，目前工商業(yè)儲能的主要盈利方式為峰谷價差套利，而廣東較大的峰谷價差為工商業(yè)儲能的發(fā)展孕育了肥沃的土壤。廣東較多的能源服務商和“敢闖敢試”的創(chuàng)業(yè)氛圍推動了工商業(yè)儲能的快速發(fā)展，但同時也導致能源服務商在合同能源管理模式下議價能力減弱。中長期來看，工商業(yè)用戶全部進入電力市場后，儲能需要通過虛擬電廠等方式進行市場化盈利，真正發(fā)揮其用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負荷的價值。在政策方面，隨著分時電價體制不斷完善、新型儲能補貼政策落地、新型儲能參與電力市場的規(guī)模不斷擴大，政策導向?qū)⑦M一步推進工商業(yè)儲能的建設，包括提供補貼政策、調(diào)整輸配電價政策，以及推廣隔墻售電等措施。行業(yè)標準方面，針對集中箱式和分布式儲能系統(tǒng)的行業(yè)規(guī)范也會進一步確立。然而，在新型儲能中，工商業(yè)儲能占比很小，集成程度低，市場主體的缺失導致其參與虛擬電廠和現(xiàn)貨市場交易難度加大，也難以達到預期交易試點的實施時點和實際效果。可以預見的是，若政府主體重視工商業(yè)儲能帶來的正外部性等福利效應并給出相應政策導向，從發(fā)電總成本、降低系統(tǒng)阻塞、新能源消納等角度對工商業(yè)儲能服務提供方和用戶給予不同形式的補貼，工商業(yè)儲能的發(fā)展將產(chǎn)生質(zhì)的飛躍。
本次調(diào)研認識并總結(jié)了儲能行業(yè)目前存在的部分問題：一是價格競爭壓力較大，存在產(chǎn)品質(zhì)量下降的隱患；二是儲能標準體系有待完善，技術(shù)安全性和可靠性仍需提升；三是部分地區(qū)補貼力度不足，盈利模式有待拓展。針對以上問題，本團隊結(jié)合從業(yè)人員的建議，查閱資料，總結(jié)出以下行業(yè)發(fā)展建議：探索共享儲能發(fā)展，優(yōu)化資源配置，創(chuàng)新商業(yè)模式；完善財政政策和補貼機制，提升儲能經(jīng)濟性；完善電力市場建設，建立儲能價格機制；提升創(chuàng)新能力，拓展應用領域，提升企業(yè)行業(yè)競爭力；推動建立工商業(yè)儲能行業(yè)標準，促進行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。
相對廣東地區(qū)來說，香港、澳門地區(qū)的儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度較慢，但也在政策扶持下開啟并推進，具有廣闊的發(fā)展前景。港澳地區(qū)是國際金融和商業(yè)中心，穩(wěn)定的能源供應至關重要，工商業(yè)儲能系統(tǒng)可以在緊急情況下充當備用電源，確保業(yè)務連續(xù)性和能源安全。除此之外，工商業(yè)儲能系統(tǒng)還可以幫助優(yōu)化能源使用，通過在高峰、低谷時段儲存、釋放電能，減少電能浪費，提高能源效率。未來，儲能的發(fā)展將進一步推動港澳地區(qū)能源高質(zhì)量發(fā)展，儲能可支持可持續(xù)能源發(fā)展、提升能源安全與效率，有利于產(chǎn)業(yè)保供降本。
目前廣東地區(qū)在成本端、收益端、政策端均呈現(xiàn)良好態(tài)勢，工商業(yè)儲能行業(yè)發(fā)展較好，產(chǎn)業(yè)鏈完整，本團隊看好廣東地區(qū)的工商業(yè)儲能行業(yè)發(fā)展，而目前港澳地區(qū)儲能發(fā)展缺乏相關政策引導支持，但具有戰(zhàn)略需求和供給潛能。工商業(yè)儲能發(fā)展對于港澳地區(qū)具有一定意義，港澳地區(qū)發(fā)展工商業(yè)儲能具有一定地域優(yōu)勢，港澳地區(qū)良好的研發(fā)環(huán)境和人才儲備有助于推動儲能技術(shù)的發(fā)展。在盈利方式上，港澳地區(qū)的峰谷價差與其他地區(qū)相比并不顯著，盈利方式有待結(jié)合應用場景進一步探索。鑒于工商業(yè)儲能發(fā)展初期屬于“政策驅(qū)動型”，港澳地區(qū)工商業(yè)儲能未來能否獲得發(fā)展仍取決于地區(qū)是否出臺相關法規(guī)、補貼政策。粵港澳地區(qū)儲能共同推進將有助于地區(qū)儲能高效高質(zhì)量推進和全國儲能行業(yè)的發(fā)展。
