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作者：南京卓遠(yuǎn)研究中心
前言
電改、缺電、新型電力系統(tǒng)、新能源消納等多要素催化工商業(yè)儲能需求增高，配儲經(jīng)濟性能大幅提升，行業(yè)將迎來爆發(fā)期。我國工業(yè)用電約占到全社會用電量的66%，一方面在工業(yè)用電量正逐年平穩(wěn)增長，多地工商業(yè)用戶因用電負(fù)荷高峰期被迫限電，而風(fēng)光等新能源卻因間歇性、隨機性、波動性的特點無法直接為用戶供電，需要大量工商業(yè)儲能進行靈活性調(diào)節(jié)，同時，國家提出“以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”的頂層設(shè)計，催化了國內(nèi)能源新業(yè)態(tài)發(fā)展，工商業(yè)儲能的需求正在呈指數(shù)式增長。另一方面，隨著碳化硅、碳酸鋰等原材料價格的下跌，市場對儲能行業(yè)的增長有了更多的期待，儲能應(yīng)用場景在不斷涌現(xiàn)，分時電價政策也將進一步拉大峰谷價差，擴大工商業(yè)儲能峰谷套利空間，工商業(yè)配儲的經(jīng)濟性正在凸顯，有著數(shù)萬億市場的工商業(yè)儲能將迎來爆發(fā)期。
那么到底什么是工商業(yè)儲能？目前市場現(xiàn)狀如何？有哪些因素驅(qū)動工商業(yè)儲能的發(fā)展？產(chǎn)業(yè)鏈上都有哪些環(huán)節(jié)及相關(guān)公司？收益模式如何？
卓遠(yuǎn)研報第52期：
配儲經(jīng)濟性凸顯，
工商業(yè)儲能需求待爆發(fā)
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一、概念界定
工商業(yè)儲能是儲能市場的重要組成，主要使用鋰電池等電化學(xué)儲能技術(shù)，通過電池充放策略實現(xiàn)負(fù)荷側(cè)電力調(diào)節(jié)，可以提高可再生能源利用率、降低電網(wǎng)平衡壓力、提高系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。
當(dāng)前我國儲能根據(jù)終端客戶來分，可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能，其中電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能又稱為表前儲能或大儲，用戶側(cè)儲能又稱為表后儲能。用戶側(cè)儲能分為工商業(yè)儲能與家庭儲能，兩者區(qū)別在于客戶群體，而我國的用戶側(cè)儲能基本為工商業(yè)儲能。目前表前大儲中，電源側(cè)儲能盈利模式尚不清晰，電網(wǎng)側(cè)儲能依賴兩部制電價補貼，獨立/共享儲能電站未來或在表前大儲領(lǐng)域積極探索應(yīng)用促進商業(yè)模式走向成熟，而用戶側(cè)工商業(yè)峰谷電價差異明顯是當(dāng)前儲能應(yīng)用端商業(yè)模式最為成熟的領(lǐng)域。
表1 儲能分類
二、行業(yè)發(fā)展驅(qū)動因素
（一）政策端：政策利好不斷，工商業(yè)儲能發(fā)展勢頭良好
國家層面頂層設(shè)計，突破市場機制壁壘，建立適宜工商業(yè)儲能發(fā)展的市場環(huán)境。新型儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要技術(shù)和基礎(chǔ)裝備，是實現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的重要支撐，也是催生國內(nèi)能源新業(yè)態(tài)、搶占國際戰(zhàn)略新高地的重要領(lǐng)域?！?ldquo;十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》提出：到2025年，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件，為工商業(yè)儲能的發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。
地方層面多形式扶持政策結(jié)合，逐步推進“隔墻售電”，助力工商業(yè)儲能落地。為加快工商業(yè)儲能的滲透率，盡早實現(xiàn)商業(yè)化，多地出臺了輔助服務(wù)、補貼、隔墻售電方面的政策，為運營商創(chuàng)造多層次的盈利渠道。補貼方面，包括充電量、放電量、裝機容量和投資一次性補貼這幾種類型，其中，放電量補貼金額集中在0.1-0.9元/kwh這一區(qū)間，江蘇、浙江的補貼較為豐厚；充電量補貼金額則普遍在1元/kwh左右；容量補貼上，今年浙江、重慶、安徽、廣東等多省地區(qū)出臺了儲能容量直接補貼政策，在2022至今各地發(fā)布的工商業(yè)儲能補貼政策中，整體補貼標(biāo)準(zhǔn)在100-300元/kW之間，補貼年限方面包括一次性補貼，三年逐年退坡補貼等形式；在投資補貼方面，今年浙江、廣東、北京等多省地區(qū)出臺了儲能投資補貼政策，投資補貼比例在2%—20%之間，單個項目補貼限額在30萬-1000萬元之間，多為一次性補貼。另外，部分地區(qū)提出若AGC（自動增益控制)可用率達(dá)到98%以上，按AGC（自動增益控制)可用時間每臺次（電站）補償20元/時。“隔墻售電”政策則允許分布式光伏電站通過電網(wǎng)將電力直接銷售給周邊的電力用戶，而非先低價賣給電網(wǎng)，再由用戶從電網(wǎng)高價買回，如浙江省于2023年1月1日起實施最新電力條例：分布式發(fā)電企業(yè)可以與周邊用戶按照規(guī)定直接交易。
（二）市場端：經(jīng)濟性能提升，需求規(guī)模快速擴大
分時電價機制完善，工商業(yè)儲能盈利空間增大。當(dāng)前我國工商業(yè)用電需求旺盛，特別是華南、華東、華中區(qū)域電力供需形勢偏緊，用電需求催生了備電需求，工商業(yè)儲能作為當(dāng)前儲能系統(tǒng)的重要組成部分大有可為。同時，當(dāng)前市場上LCOS（儲能度電成本）在0.68-0.70元/kWh之間，當(dāng)峰谷價差超過LCOS時，儲能的投資就變得更加經(jīng)濟。而國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》要求各地進一步完善分時電價機制、合理確定峰谷價差，鼓勵工商業(yè)用戶通過配置儲能等方式削峰填谷、降低用電成本，并設(shè)置了3:1的峰谷價差下限，使得工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性凸顯。當(dāng)前達(dá)到經(jīng)濟性閾值的省份越來越多，大于0.7元/kWh的省份已達(dá)19個，且峰谷價差呈現(xiàn)擴大趨勢，如江西省從0.3934/kWh提升至0.8225/kWh，山東省從0.7036/kWh提升至0.8102/kWh。作為主要盈利模式，峰谷價差的拉大將增大套利空間，有部分城市還推進了輔助服務(wù)、容量電價進入浮動范圍，將會進一步拉大峰谷價差。
實現(xiàn)兩充兩放的省份不斷增加，進一步強化項目運營引擎。當(dāng)前浙江、湖北、湖南、上海、安徽、廣東、海南、江蘇等省市的分時電價均設(shè)置了兩個高峰段，可以實現(xiàn)每天兩充兩放，進而提升儲能系統(tǒng)的利用率、縮短成本回收周期。在滿足每天兩充兩放基礎(chǔ)上，部分省份的分時電價還設(shè)置了尖峰時段或兩個谷時，在此類省份中安裝工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性有望進一步增加，可利用更大的尖峰-谷時價差進一步擴大單次峰谷價差套利的收益，典型如浙江、海南等。
應(yīng)用場景多元，零碳產(chǎn)業(yè)園配儲需求呈指數(shù)增長。工商業(yè)儲能應(yīng)用場景廣闊而分散，可以應(yīng)用在工業(yè)制造、商業(yè)綜合體、物流倉儲、光儲充一體化、微電網(wǎng)、數(shù)據(jù)中心、5G基站、換電重卡、港口岸電等各類應(yīng)用場景中。在當(dāng)前階段下，零碳產(chǎn)業(yè)園是工商業(yè)儲能的重要切入點。零碳園區(qū)的建設(shè)重點在能源供給以及能源綜合管控，包括工商業(yè)儲能系統(tǒng)、智能電網(wǎng)在內(nèi)一系列綠色新基建是零碳園區(qū)建造的“標(biāo)配”，隨著十四五期間零碳產(chǎn)業(yè)園的改造和增量新建，或?qū)⒊蔀楣ど虡I(yè)儲能打開的第一個量化市場。根據(jù)CNESA統(tǒng)計，用戶側(cè)儲能項目中，工業(yè)工廠配置儲能的項目占據(jù)多數(shù)，如廣東2022年近90個備案用戶側(cè)儲能項目中，工業(yè)園區(qū)用戶側(cè)儲能的項目占76個。
（三）競爭端：行業(yè)處于初創(chuàng)期，跨界玩家爭相加碼
行業(yè)處于產(chǎn)業(yè)創(chuàng)設(shè)階段，企業(yè)競爭壁壘尚不明顯，玩家陣營主要為以南網(wǎng)能源、國電南瑞、科林電氣等為代表的能源供應(yīng)商，以寧德時代、比亞迪、派能科技、沃太能源、時代星云、庫博能源等為代表的儲能設(shè)備制造商，以陽光電源、固德威、奇點能源、晶能科技、華為、阿詩特等為代表的光伏設(shè)備及運營商等。
來自互聯(lián)網(wǎng)、化工、酒業(yè)、房地產(chǎn)、紡織、游戲、珠寶、家電、食品等領(lǐng)域的企業(yè)爭相加碼工商業(yè)儲能，如白酒龍頭五糧液、食品大戶南方黑芝麻、服裝巨頭浪莎針織、家電龍頭美的和格力等。切入方式大同小異，包括新設(shè)子公司、收購儲能公司、合作開發(fā)、聯(lián)合研發(fā)等，不少擴產(chǎn)計劃投資規(guī)模巨大，金額超百億，主要切入點集中在上游儲能電池材料及制造、電池診斷回收等，也有像碧桂園、西子節(jié)能、格力這樣的將自身產(chǎn)品作為項目拓展渠道實施工商業(yè)儲能運營或建造的企業(yè)，如格力提出的“光伏+儲能+空調(diào)”的概念，聚焦儲能與空調(diào)的聯(lián)動。整體來看，當(dāng)前行業(yè)競爭壁壘尚不明顯，新玩家可以通過資本融資、差異化市場開發(fā)、銷售渠道和品牌建設(shè)等來實現(xiàn)彎道超車。
三、行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈分析
工商業(yè)儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈完善，與大儲、戶儲同源。上游是各類設(shè)備，中游是系統(tǒng)集成商和開發(fā)運營商，下游是用戶。其中，中游集成商與運營商直接與下游工商業(yè)用戶對接，需要對BMS（電池管理系統(tǒng)）/EMS（能量管理系統(tǒng)）及儲能應(yīng)用場景有著高理解，且BMS（電池管理系統(tǒng)）/EMS（能量管理系統(tǒng)）基本為自研，以完成對上游設(shè)備的高效整合。
當(dāng)前，工商業(yè)儲能運營模式主要為合同能源管理。大型工商業(yè)用戶需要的儲能系統(tǒng)容量通常較大，設(shè)備成本較高，且需要專門的施工、安裝、運維團隊，中間費用較高，而對于長尾小工業(yè)用戶，通常安裝一體機電柜，但自購儲能系統(tǒng)需要較大資本開支，而合同能源管理模式下，業(yè)主無需投資，只需與投資方（能源服務(wù)方）按比例分享儲能收益，這一比例通常為10%：90%、15%：85%等，隨著工商業(yè)儲能的競爭越加激烈，有些優(yōu)質(zhì)項目甚至到了7：3。
圖1 工商業(yè)儲能產(chǎn)業(yè)鏈圖譜
四、行業(yè)收益模式分析
峰谷價差套利、能量時移、政策補貼激勵是目前工商業(yè)儲能的主要收益來源，未來可能拓展其他收益方式，如需求響應(yīng)、需求側(cè)響應(yīng)獎勵、電力現(xiàn)貨交易、綠證和電力輔助服務(wù)等，拓展的核心在于電力現(xiàn)貨市場、虛擬電廠的建設(shè)。
表2 工商業(yè)儲能盈利渠道
峰谷價差套利。谷時電價較低，儲能充電；峰時電價較高，儲能放電，峰谷價差越大，收益越好。在當(dāng)前分時電價機制下，多省市可以滿足工商業(yè)儲能每天兩充兩放，經(jīng)濟性較強。據(jù)安信證券計算：2023年6月，大多數(shù)省份儲能收益率在1%—8%之間，14省份收益率超5%，其中收益率前五的省份為廣東（+11.01%），海南（+10.12%），湖南（+8.62%），吉林（+8.16%），浙江（+8.03%）。
圖2 峰谷套利模式示意圖
能量時移。根據(jù)是否為光伏配套，工商業(yè)儲能類型可分為光伏配套工商業(yè)和非光伏配套工商業(yè)。對于適合配套光伏的商業(yè)和大工業(yè)用戶來說，疊加工商業(yè)儲能項目可以實現(xiàn)光伏發(fā)電與負(fù)載消耗存在時間上的錯配，當(dāng)光伏發(fā)電超出負(fù)載消耗時，工商業(yè)用戶以低價出售余電給電網(wǎng)公司；當(dāng)光伏發(fā)電小于負(fù)載消耗時，工商業(yè)用戶需要以高價代理購電。安裝儲能系統(tǒng)后，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(fù)載，減少高價購電成本。目前，已有江蘇、浙江、山東、河北、河南五地對分布式光伏提出配儲要求，其中山東棗莊要求配儲比例最高達(dá)30%，江蘇、浙江同步出臺分布式光伏配儲補貼，或推動配套工商業(yè)儲能規(guī)?；l(fā)展，根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，隨存量改造與新增工商業(yè)光伏增長的工商業(yè)儲能需求在2023—2025年有望達(dá)5.1（+199%）、10.4、18.7GWh。
圖3 能量時移示意圖
未來，虛擬電廠或成重要盈利渠道，帶來需求響應(yīng)、現(xiàn)貨交易、輔助服務(wù)、綠證等收入。虛擬電廠的建設(shè)一方面帶來了其他收益的可能性，如參與電力現(xiàn)貨市場、提供輔助服務(wù)等，進而增加投資收益；另一方面，虛擬電廠的建設(shè)基礎(chǔ)是電力市場化改革，而電力市場化后會放大光伏出力波動性的劣勢，最終體現(xiàn)在光伏大幅出力的中午電價較低的情況（如山東的午時電價）、棄光率提升等。而工商業(yè)儲能對此受益，受益模式或從峰谷價差套利變?yōu)榉澹汶妰r套利，甚至峰－負(fù)電價套利，減少了儲能充電成本，進而增加收益率。另外，工商業(yè)儲能通過虛擬電廠參與電力市場交易，電力輔助服務(wù)，需求側(cè)響應(yīng)從而增厚利潤。預(yù)計在虛擬電廠建設(shè)順利的情況下，工商業(yè)儲能2025、2030累計裝機有望達(dá)37GWh、189GWh。
五、收益模式及測算
前文提到，工商業(yè)儲能的收益模式主要為峰谷價差套利，兩充兩放疊加尖谷下經(jīng)濟性更為突出，因此本文以典型設(shè)置尖峰價，滿足兩充兩放的江蘇省為例進行經(jīng)濟測算，本項目為非光伏配套儲能，收益來源為僅為峰谷價差套利（不考慮融資）。
1、基礎(chǔ)假設(shè)：
（1）項目假設(shè)
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裝機規(guī)模500kw，連續(xù)運行時長2h；
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循環(huán)次數(shù)6000次、年運行天數(shù)330天；
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運營年限為20年，兩充兩放在第10年更換電池；
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放電深度90%（DoD90%）、充放電效率92%；（為行業(yè)均值）
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一充一放與兩充兩放下年衰減系數(shù)分別為1.3%、2.5%（對應(yīng)10年換一次電池）
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運行模式：兩充兩放為峰谷循環(huán)、峰平循環(huán)。即若配有2h儲能系統(tǒng)，則可于第一個谷時進行充電，并于第一個尖峰/高峰段放電兩小時，于第二個平峰時進行充電，于尖峰/高峰段放電，利用儲能每天實現(xiàn)兩次充放電循環(huán)。
（2）財務(wù)假設(shè)
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儲能單位投資成本為1.7元/wh（行業(yè)均值）
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電價差（以六月代理電價為基準(zhǔn)）：
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運維費率每年為投資成本的1%
2、計算公式：
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每年峰谷價差套利收入=考慮衰減后的每日儲能系統(tǒng)可用容量×每日充放次數(shù)×工作天數(shù)×（峰谷價差/峰平價差/尖谷差價/尖平差價）
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年運維費用=投資成本*1%
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LCOS(儲能度電成本)=總投資成本/總處理電量；其中，總投資成本=初始投資+運維費用-殘值，總處理電量=日單次處理電量*2*300