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電網(wǎng)角度：用戶側(cè)能源管理可實(shí)現(xiàn)就地消納，緩解電網(wǎng)壓力。

我國電力資源與負(fù)荷中心逆向分布，22年有15個省份存在電力缺口。此外，新能源高比例接入對電網(wǎng)穩(wěn)定性造成考驗(yàn)。工商業(yè)用戶合理配置儲能可提供就地消納能力。

企業(yè)角度：保證電力供應(yīng)為首要任務(wù)，經(jīng)濟(jì)性提升加強(qiáng)配儲意愿。

1）企業(yè)用電剛需：工商業(yè)用電需求居高不下，22年工業(yè)用電量占全社會用電量的64.8%。22年以來，多省發(fā)布限電文件，催生企業(yè)用電焦慮，而安裝工商業(yè)光伏配儲是企業(yè)維持正常經(jīng)營的重要手段。2）工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性凸顯：受到“分時(shí)電價(jià)”、“電力市場化”等政策驅(qū)動，工商業(yè)電價(jià)中樞持續(xù)上漲，峰谷電價(jià)持續(xù)拉大，經(jīng)濟(jì)性凸顯。以浙江3MW/6.88MWh儲能系統(tǒng)項(xiàng)目為例，在峰谷電價(jià)差0.93元/KWh情況下，IRR可達(dá)16.45%，預(yù)計(jì)工商業(yè)用戶5年可以收回投資，具備經(jīng)濟(jì)性。

政策層面：輸配電價(jià)監(jiān)管制度持續(xù)優(yōu)化，用戶側(cè)商業(yè)模式理順。2023年5月15日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》文件下發(fā)，《通知》中規(guī)定了輸配電價(jià)監(jiān)管制度，其中“準(zhǔn)許成本+合理收益”核定省級電網(wǎng)輸配電價(jià)，將實(shí)現(xiàn)有效的網(wǎng)售分開、售電側(cè)競爭和需求側(cè)響應(yīng)。同時(shí)，《通知》詳細(xì)規(guī)定工商業(yè)用戶電價(jià)的構(gòu)成，容量電價(jià)與電網(wǎng)輔助服務(wù)費(fèi)成本單獨(dú)披露，有利于推動用戶側(cè)的商業(yè)模式發(fā)展。

電力資源與負(fù)荷中心逆向分布，多個省份存在電力缺口

我國電力資源與負(fù)荷中心分布不平衡。我國東、中、西部呈現(xiàn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平和電力資源分布不均衡的特點(diǎn)，主要體現(xiàn)在：

1）區(qū)域電力供需矛盾：我國南方經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)，電力需求量相對較大，而北方地區(qū)電力供應(yīng)相對不足，導(dǎo)致南北電力供需矛盾。

2）地區(qū)電力負(fù)荷不均：我國東部沿海地區(qū)工業(yè)發(fā)達(dá)，電力需求量相對較大，而西部地區(qū)經(jīng)濟(jì)相對落后，電力需求量相對較小，導(dǎo)致地區(qū)電力負(fù)荷不均。

3）電力輸送能力需提升：由于電力資源的錯配，東部經(jīng)濟(jì)活躍地區(qū)需要依賴中西部的“西電東送”工程輸送電力資源。但目前我國電力輸送能力相對不足，在升壓及長距離輸送過程中會有所損耗，造成部分浪費(fèi)，導(dǎo)致電力供需中心之間的電力輸送困難，也加劇了電力供需不均衡的問題。

2022年我國有15個省份存在電力缺口。從2022年各省份發(fā)電量和用電量的差額來看，全國有15個省份存在電力缺口，其中主要以廣東、浙江、江蘇、山東、河北為主。發(fā)電量盈余的地區(qū)主要是內(nèi)蒙古、云南、山西、四川、新疆等地區(qū)。

分布式光伏等新能源高比例接入，電網(wǎng)穩(wěn)定性面臨考驗(yàn)

我國分布式光伏累計(jì)裝機(jī)占比逐漸提升。相比于集中式光伏，分布式光伏規(guī)模較小、輸出電壓功率較小且更接近用戶側(cè)，具有投資小、建設(shè)快、占地面積小等優(yōu)勢。截至2022年底，中國光伏累計(jì)裝機(jī)量達(dá)392GW，其中分布式光伏累計(jì)裝機(jī)量達(dá)158GW，占比40%。

工商業(yè)光伏已經(jīng)成為新增分布式光伏的重要組成部分。分布式光伏按安裝主體的不同可分為工商業(yè)屋頂分布式光伏與戶用分布式光伏。2022年我國光伏新增裝機(jī)87.41GW，同比增長59.3%；分布式光伏新增裝機(jī)51.1GW，同比增長74.5%；其中工商業(yè)光伏新增25.86GW，同比增長236.7%，占比達(dá)到51%。

配電網(wǎng)的接納能力和消納能力面臨嚴(yán)峻考驗(yàn)。分布式能源、儲能、電動汽車、智能用電等大量交互式設(shè)備接入，導(dǎo)致電網(wǎng)潮流方向發(fā)生改變，電壓分布、諧波等影響配電網(wǎng)電能質(zhì)量，終端無序用電將會增大凈負(fù)荷峰谷差，功率波動問題更加突出，配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行將受到影響。

工商業(yè)用戶合理配置儲能可提供就地消納能力，緩解電網(wǎng)壓力。分布式光儲一體化是一種布置在用戶側(cè)的集能源生產(chǎn)消費(fèi)為一體的能源供應(yīng)方式，是現(xiàn)代能源系統(tǒng)不可或缺的重要組成部分。分布式光伏配儲能可在用戶端構(gòu)建小型微電網(wǎng)系統(tǒng)，在用戶遭遇限電、斷電、自然災(zāi)害等電力供給異常的情況下，可開啟離網(wǎng)狀態(tài)，保障負(fù)荷需求，不僅可以大大提高就地消納能力，減緩電網(wǎng)供電壓力，還可以抵消安裝業(yè)主的電網(wǎng)購買電量，節(jié)省電費(fèi)，備受投資者的青睞。

工商業(yè)用電需求居高不下，“限電”政策引發(fā)用電焦慮

中國工業(yè)用電總量保持穩(wěn)定增長態(tài)勢，需求仍占主要位置。2016-2021年中國工業(yè)用電量的復(fù)合增速為6%，保持穩(wěn)定增長。從2022年中國全社會用電量情況來看，第二產(chǎn)業(yè)用電量57001億千瓦時(shí)，同比增長1.2%，其中全國工業(yè)用電量為56000億千瓦時(shí)，同比增長2%。根據(jù)2022年全國全社會用電量分產(chǎn)業(yè)情況來看，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比66%，其中工業(yè)用電量占全社會用電量的64.8%，占據(jù)主要份額。

“有序限電”政策催生工商業(yè)用戶對備用電源的需求。“有序用電”指通過間歇或按時(shí)供電的方式，臨時(shí)減少客戶用電負(fù)荷的措施。2022年以來，多省發(fā)布限電文件，在有序用電的情況下，部分地區(qū)工商業(yè)企業(yè)承壓，相關(guān)政策或引發(fā)工商業(yè)公戶更多關(guān)注。

安裝工商業(yè)光伏配儲是企業(yè)維持正常經(jīng)營的重要手段。在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的驅(qū)動下，停產(chǎn)成本較高的企業(yè)就會更有意愿尋求備用電源以避免突發(fā)事件帶來的損失，而工商業(yè)光伏配置儲能有望成為國內(nèi)企業(yè)實(shí)現(xiàn)緊急備電、維持正常經(jīng)營、降低能源支出的重要手段。

工商業(yè)電價(jià)中樞持續(xù)上漲，峰谷電價(jià)持續(xù)拉大

分時(shí)電價(jià)”、“電力市場化”政策驅(qū)動，大工業(yè)平均用電價(jià)格提高。2021 年下半年全國大部分省份陸續(xù)出臺分時(shí)電價(jià)政策，調(diào)整峰谷電價(jià)及峰谷時(shí)段，其中以江蘇、廣東、浙江為例的經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份率先、多次調(diào)整，峰谷價(jià)差有較大幅度的擴(kuò)大，尖、峰時(shí)段也有不同程度的延長，大工業(yè)平均用電價(jià)格提高。

峰谷電價(jià)差高的地區(qū)項(xiàng)目具備經(jīng)濟(jì)性，預(yù)計(jì)5年內(nèi)收回成本

目前工商業(yè)儲能的主要的盈利模式為自發(fā)自用+峰谷價(jià)差套利，或作為備用電源使用。配套工商業(yè)儲能可以利用電網(wǎng)峰谷差價(jià)來實(shí)現(xiàn)投資回報(bào)，即在用電低谷時(shí)利用低電價(jià)充電，在用電高峰時(shí)放電供給工商業(yè)用戶，用戶可以節(jié)約用電成本，同時(shí)避免了拉閘限電的風(fēng)險(xiǎn)。另一方面，工商業(yè)儲能可以滿足用戶自身內(nèi)部的電力需求，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電最大化自發(fā)自用。

工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性測算假設(shè)條件：1）項(xiàng)目案例：浙江3MW/6.88MWh用戶側(cè)儲能系統(tǒng)項(xiàng)目，假設(shè)工廠白天負(fù)荷穩(wěn)定可完全消納儲能放電，且變壓器容量滿足儲能充電需求；2）項(xiàng)目成本拆分：我們假設(shè)工商業(yè)儲能項(xiàng)目整體投資成本為2元/Wh，其中電池占比55%，集裝箱占比15%，BMS占比7%；3）運(yùn)行模式：考慮工廠休息及設(shè)備檢修，儲能設(shè)備每年運(yùn)行330天，每天進(jìn)行兩次充放電。第一次在夜間谷價(jià)充電，在上午尖峰電價(jià)放電2小時(shí)；第二次在午間谷價(jià)充電2小時(shí)，在下午尖峰電機(jī)放電2小時(shí)；4）峰谷價(jià)差：參考浙江工商業(yè)峰谷電價(jià)，假設(shè)尖峰電價(jià)1.22元/KWh，低谷電價(jià)0.29元/KWh，峰谷價(jià)差為0.93元/KWh。

經(jīng)濟(jì)性測算：根據(jù)我們測算，3MW/6.88MWh儲能系統(tǒng)項(xiàng)目，在峰谷電價(jià)差0.93元/KWh，一年運(yùn)行660次，項(xiàng)目壽命期為11年的情況下，IRR可達(dá)16.45%，預(yù)計(jì)5年可以收回投資，具備經(jīng)濟(jì)性。

敏感性分析：未來隨著峰谷電價(jià)差進(jìn)一步拉大，以及儲能投資成本下行，工商業(yè)側(cè)的儲能經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步凸顯。根據(jù)我們測算，投資成本為2元/Wh時(shí)，當(dāng)峰谷價(jià)差超過1元/KWh的時(shí)候，IRR將達(dá)到20%以上。

政策層面：多項(xiàng)政策催化，輸配電價(jià)改革完善市場機(jī)制第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)發(fā)布，監(jiān)管制度持續(xù)優(yōu)化。多項(xiàng)政策推動輔助服務(wù)市場發(fā)展，工商業(yè)儲能盈利模式逐漸明確。2022年7月全國統(tǒng)一電力市場體系在南方區(qū)域落地，有助于明確輔助服務(wù)市場的品種并完善補(bǔ)償機(jī)制。《2023年能源監(jiān)管工作要點(diǎn)》也提出加快推進(jìn)輔助服務(wù)市場建設(shè)，包括電力輔助服務(wù)市場專項(xiàng)工作機(jī)制、電力輔助服務(wù)價(jià)格辦法等。未來輔助服務(wù)將成為電力市場交易品種的重要組成部分，工商業(yè)儲能可以通過在電力市場上提供輔助服務(wù)作為新的盈利渠道。 

原標(biāo)題：從不同視角看用戶側(cè)儲能的重要性