工商业储能的商业模式分析

　　近年来，工商业储能被不断提及，但却因为商业模式的原因，一直是个尴尬的存在，初始投资大，回收周期长，始终是绕不开的话题。从数据上看，2022年，储能全年并网规模达7.76GW/16.43GWh，但用户侧储能仅占总并网量的10%(含部分铅炭储能项目)，可见2022年工商储落地的项目很少。

　　但站在23年初，工商业储能政策变化很明显，峰谷价差拉大的省份越来越多、将正午时段设置为电价谷时的省份越来越多、部分地区分时电价每天设置两个高峰段，实现每天两充两放，工商业储能经济性加强等，同时，随着碳酸锂的价格回落，电芯逐步降价，工商储的投入成本也在减少，投资回收周期会进一步缩短。因此，业界普遍认为2023年将是国内工商业储能元年，入局玩家逐渐增多。

　　工商业储能的商业模式

　　目前，我国主流商业模式有两种：

　　1、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;

　　2、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，同时可以享受打折用电收益。目前我国工商储应用比较多的是第二种模式。

　　盈利渠道

　　盈利渠道无外乎如下几种：

　　峰谷套利：

　　目前工商储最基础的盈利渠道还是利用电价差进行峰谷套利，按照行业经验，峰谷价差至少超过0.7元/kWh时，IRR就可能在7%以上，工商储就有可能盈利。

　　进入2023年，一个可喜的变化就是，全国峰谷价差超过0.7元/kWh的省市的数量越来越多，从2022年10月的9个升至2023年2月的11个。多省市可以满足工商业储能每天两充两放。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，如广东省每日10点-12点、14点-19点为高峰段。海南省每日10点-12点、16点-22点为高峰段。

　　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。浙江、海南等省份的分时电价设置了尖峰段或两个谷时，在此类省份中安装工商业储能的经济性有望进一步增加。

　　以浙江为例，可以两次充电均在谷时，两次放电分别在尖峰段及高峰段，平均峰谷价差为0.85元/kWh，投资回收期约为4.75年。

　　▲浙江省峰谷价差

　　降低容量电费

　　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，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，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。工商业储能系统可以在负载用电峰值时代替变压器容量以降低总体容量需求，大幅降低容量费用。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。

　　需求侧响应政策有望为用户提供额外收入

　　以广东省为例，21年4月启动的电力需求侧响应市场，有望带来工商业储能的新增收益。2021年4月，广东省发布《广东省市场化需求响应2021年实施方案(试行)》，积极探索市场化需求响应机制，通过提供需求侧响应补贴刺激用户主动参与电网调节，维持电力供需平衡。

　　用户参与需求侧响应需具备以下基本条件：

　　①拥有如储能装置、充电桩、工业生产、制冷、制热、UPS自备电源、柴油机等可调节负荷资源，且单个资源能力不低于200kW，响应时长均不低于1小时;

　　②须安装小时计量表计，计量传送至电网企业;

　　③零售用户与售电公司签订合同，由售电公司注册为负荷集成商参与响应，合同中约定收益的分成方式。从收益模式看，当前参与市场化需求响应的日前邀约申报价格上限为3500/MWh，下限为70元/MWh。据能源新闻，2021年广东迎峰度夏期间，参与市场化需求侧响应交易用户数超300，实现削峰超100万千瓦。

　　产品形态

　▲分布式储能Ener Smart 215-P100

工商业储能根据‍用户的容量需求，从kW级到MW级不等，产品形态多采用All-in-one的预制仓设计，将磷酸铁锂电池模组、电池管理系统(BMS)、能源管理系统(EMS)、储能双向变流器(PCS)、消防系统、环境控制系统、本地监控系统等多个子系统配置在一个柜子中，一般防护等级为IP65，独立可安装在室外，可根据容量需求，通过多级并联灵活扩展。

　　展望

　　根据BNEF预测，全球2025年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。存量光伏工商业中，假设储能渗透率逐渐提升，2025年全球存量的工商业光伏配套储能装机容量可达12.29GWh。

　　当前，在拉大峰谷价差、设立尖峰电价的政策下，工商业用户安装储能的经济性已显著增强。未来，随着全国统一电力市场的加速构建、虚拟电厂技术的成熟应用，电力现货交易及电力辅助服务也将成为工商业储能的经济性来源。此外，储能系统成本降低也将进一步升工商业储能的经济性。这些变化趋势都将推动不同应用场景下工商业储能商业模式的迅速形成，赋予工商业储能强大的发展潜力。