工商业储能的盈利模式与发展驱动力

      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。

      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。

（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。

 1    逐步体现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。

 2   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：

      随着我国分时电价的完善，各地峰谷价差将进一步扩大，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。

 3    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。