提及儲能，人們習(xí)慣更多地關(guān)注源網(wǎng)側(cè)儲能電站（大儲）身上，探討發(fā)電側(cè)配儲、利用率、共享儲能模式等話題，但其實在國內(nèi)，工商業(yè)儲能的增長潛力和市場機會，要遠比大儲、戶儲更為誘人。
“雙碳”目標(biāo)下中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，儲能已成為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分和關(guān)鍵支撐，未來市場空間廣闊。
多方因素共同驅(qū)動工商業(yè)儲能市場發(fā)展，隨著未來儲能行業(yè)不斷降本增效以及商業(yè)模式的完善，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性將進一步提高。
目前工商業(yè)儲能受投資成本和收益率影響，發(fā)展較為緩慢，但安全、經(jīng)濟、可批量供應(yīng)的儲能技術(shù)路線將帶動工商業(yè)儲能市場迅速擴大。
電化學(xué)儲能是工商業(yè)儲能的主流路線，其中鉛碳電池憑借較高安全性和較低生產(chǎn)成本在工商業(yè)儲能中更具市場空間。
1）“雙碳”目標(biāo)下中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，可再生能源發(fā)電占比快速提升
在國內(nèi)經(jīng)濟低碳轉(zhuǎn)型壓力增大與能源對外依存度不斷提高的背景下，我國先后提出了“四個革命一個合作”的能源安全新戰(zhàn)略和“碳達峰、碳中和”國家戰(zhàn)略。隨著城市化和工業(yè)化的不斷推進，中國的能源需求將繼續(xù)增長。在高碳能源消費剛性和制度依賴的情況下，“雙碳”目標(biāo)任務(wù)的提出對國內(nèi)能源轉(zhuǎn)型進程提出了更緊迫的要求。
2022年，中國可再生能源發(fā)電29599億千瓦時，占全國總發(fā)電量的33.5%。我國可再生能源已進入大規(guī)模、高比例、市場化、高質(zhì)量的全新發(fā)展階段。
2）大規(guī)模的新能源發(fā)電裝機并網(wǎng)對電網(wǎng)消納能力提出挑戰(zhàn)，儲能已成為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分和關(guān)鍵支撐
隨著“雙碳”目標(biāo)的推進實施，大規(guī)模的新能源發(fā)電裝機并網(wǎng)，電網(wǎng)消納不足的問題逐步顯現(xiàn)。招商證券指出，不附加儲能的情況下，電網(wǎng)的風(fēng)光消納閾值在15%上下，當(dāng)風(fēng)光滲透率由20%向上提升將會造成系統(tǒng)凈負荷的波動幅度、劇烈程度陡增。電網(wǎng)穩(wěn)定性造成的消納能力弱化是新能源消納的潛在制約因素。
根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心數(shù)據(jù)，截至2022年9月底各地區(qū)累計風(fēng)光發(fā)電占本地區(qū)總發(fā)電量比重最高已達到48%。大規(guī)模儲能配置成為新能源發(fā)電滲透率進一步提升的必然選擇。
電力的發(fā)、輸、配、用在同一瞬間完成的特征決定了電力生產(chǎn)和消費必須保持實時平衡。儲能技術(shù)可以彌補電力系統(tǒng)中缺失的“儲放”功能，改變電能生產(chǎn)、輸送和使用同步完成的模式，能夠有效地平抑大規(guī)模清潔能源發(fā)電接入電網(wǎng)帶來的波動性，提高電網(wǎng)運行的安全性、經(jīng)濟性和靈活性等方面。
3）國家政策層面對儲能的支持力度不斷增強
2022年，國家及地方出臺新型儲能相關(guān)政策600余項，相較于2021年，政策發(fā)布數(shù)量實現(xiàn)成倍增長。政策發(fā)布主要聚焦在可再生能源、電力市場、電價及補貼等領(lǐng)域，其中國家層面出臺儲能相關(guān)重要政策約70余項。
2023年以來，國家及地方儲能政策發(fā)布進入高峰，其中1月份從國家到地方共有50余項發(fā)布或征求意見，涉及新能源配儲、輔助服務(wù)市場、電力市場、補貼政策等方面；2月全國共發(fā)布26項儲能產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策。
4）儲能產(chǎn)業(yè)正處于爆發(fā)式增長期，未來市場空間廣闊
在高比例清潔能源系統(tǒng)中，為確保系統(tǒng)安全、經(jīng)濟運行，需要引入儲能作為新的調(diào)節(jié)能力來源。根據(jù)CNESA的數(shù)據(jù)，2022年，中國新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模首次突破15GW，達到16.5GW；新型儲能新增規(guī)模創(chuàng)歷史新高，達到7.3GW/15.9GWh，功率規(guī)模同比增長200%，能量規(guī)模同比增長280%。
“十四五”前兩年，新型儲能年復(fù)合增速為99.5%，超過“十三五”82.1%的年復(fù)合增速，隨著儲能技術(shù)的持續(xù)進步、投資成本的不斷下降、商業(yè)模式的逐漸成熟，預(yù)計未來5年，中國新型儲能還將以超過50%的年均復(fù)合增速快速發(fā)展。
新增裝機規(guī)模預(yù)測：預(yù)計未來5年，在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲能同步快速發(fā)展的背景下，年度新增儲能裝機呈快速上升趨勢。保守場景下，2027年預(yù)計新型儲能累計裝機規(guī)模為138.29GW；理想場景下，2027年預(yù)計新型儲能累計裝機規(guī)模為207.44GW，市場空間廣闊。
1）儲能在電力系統(tǒng)中有豐富的應(yīng)用場景
從整個電力系統(tǒng)的角度看，儲能的應(yīng)用場景可以分為發(fā)電側(cè)儲能、輸配電側(cè)儲能和用戶側(cè)儲能三大場景。源、網(wǎng)側(cè)儲能主要通過政策驅(qū)動發(fā)展，而在用戶側(cè)，由于我國住宅建設(shè)情況與其他國家不同，戶用儲能發(fā)展空間受限，因此在用戶側(cè)儲能中工商業(yè)儲能更具市場空間。
2）從市場與政策角度，工商業(yè)儲能由市場機制來驅(qū)動，也受利好政策影響
目前，大儲占了國內(nèi)儲能市場大部分份額，只有較少一部分份額是用戶側(cè)儲能，包括工商業(yè)儲能、戶儲。因中國居民生活用電價格較低且電能穩(wěn)定性較高，所以工商業(yè)儲能相比于戶儲的發(fā)展空間更大。
在國內(nèi)，通常情況下商用水電的費用往往高于民用水電的費用，這意味著工商業(yè)用電的分時電價政策、峰谷價差的變化比民用電更劇烈，由工商業(yè)分攤風(fēng)光新能源并網(wǎng)所帶來運行費、損益費也會更高。
工商業(yè)儲能是充分競爭市場，是由市場機制來驅(qū)動的市場，同時也受政策影響形成平衡，如果峰谷電價差比較大，儲能獲利比較高，會安裝更多的儲能。如果儲能的市場獲利比如峰谷價差變小，自然而然市場會在配置資源中起到主導(dǎo)作用，配置的儲能就會少一些。
因此，國內(nèi)工商業(yè)儲能的商業(yè)邏輯在政策與市場的雙重驅(qū)動下越來越“硬核”。
3）從技術(shù)角度，儲能能力與安全性是影響工商業(yè)儲能競爭力的核心因素
當(dāng)前儲能呈多技術(shù)路線并存狀態(tài)。從技術(shù)上劃分，儲能可分為機械儲能、電磁儲能、電化學(xué)類儲能、熱儲能與化學(xué)儲能五大技術(shù)路線。
鋰電池和鉛碳等電池儲能是目前國內(nèi)工商業(yè)儲能用得最多的一種儲能技術(shù)，相比于傳統(tǒng)的燃煤、核電等發(fā)電方式，對環(huán)境的污染較少。同時，工商業(yè)儲能技術(shù)的深度開發(fā)和市場應(yīng)用可以保證其環(huán)境保護性和可持續(xù)性，在能源排放減排上起到重大的作用。
儲能要實現(xiàn)規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化和市場化，一方面需要鼓勵不同技術(shù)路線的競爭；另一方面，在可再生能源裝機快速上升的背景下，可迅速批量應(yīng)用、具備高安全性和高經(jīng)濟性的技術(shù)路線將率先得到推廣和應(yīng)用。
因此，可大規(guī)模應(yīng)用、高安全性和高經(jīng)濟性是工商業(yè)儲能長期追求的目標(biāo)。
4）從儲能下游應(yīng)用角度，工商業(yè)儲能需求量極大
電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能裝機以政策驅(qū)動。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會披露的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》，中國電化學(xué)儲能項目的平均等效利用系數(shù)為12.2%。其中用戶側(cè)儲能利用系數(shù)為28.3%，高于電網(wǎng)側(cè)儲能的14.8%。
用戶側(cè)儲能裝機以市場驅(qū)動，受用電需求影響。工業(yè)用電量逐年平穩(wěn)增長。2022年全社會用電量86372億kWh，同比+3.6%，第二產(chǎn)業(yè)用電量57001億kWh，同比+1.2%，其中全國工業(yè)用電量為55943億kWh，同比+1.6%。
限電政策引發(fā)工商業(yè)用戶的用電焦慮，電力保供需求高增。2022年以來，四川、山東、浙江等省市已先后發(fā)布限電通知，對所在地區(qū)工商業(yè)企業(yè)造成巨大生產(chǎn)損失，正常經(jīng)營難以維系，工商業(yè)用戶對備用電源需求激增。
5）從經(jīng)濟性角度，工商業(yè)儲能逐漸有了較確定的商業(yè)模式，產(chǎn)生了持續(xù)的經(jīng)濟效益
從收入來源上看，新能源配儲更多依賴于平滑并網(wǎng)，減少棄風(fēng)棄光，很少參與輔助服務(wù)；獨立儲能電站（含共享儲能）的收入方式更為多元，包括容量租賃、電力輔助服務(wù)、峰谷差套利、容量補償?shù)?。相比，工商業(yè)儲能的價值更加多維。
從應(yīng)用場景、收入模式上看，工商業(yè)儲能可以單獨配置儲能，也可以光儲一體，甚至與微電網(wǎng)耦合在一起，收入來源上也有很多：比如峰谷價差套利，在電價谷時充電，峰時或尖峰時向電網(wǎng)放電獲利，度電收益達到0.7元/Kwh，降低用電成本。
且隨著后續(xù)儲能不斷降本和虛擬電廠等新盈利模式逐漸打開，工商業(yè)儲能市場的經(jīng)濟性還將繼續(xù)提升。
截至2022年底我國用戶側(cè)儲能總量約1.81GWh，同比增長49.00%，占累計總裝機規(guī)模的12.88%。2022年新增0.60GWh，占新增裝機規(guī)模的7.63%。其中工商業(yè)配置儲能為主，累計投運0.76GWh，占比41.84%，2022年新增0.39GWh，占比65.55%。
工商業(yè)儲能是電力終端負荷削峰填谷良好的載體，利用峰谷價差套利是目前工商業(yè)儲能最主要的盈利方式，峰谷價差、政策補貼、投資成本則是破解工商業(yè)儲能收益率的關(guān)鍵因素。
1）峰谷價差
當(dāng)前用戶側(cè)儲能投資收益率較低。因為工商業(yè)儲能電站主要為鋰電儲能。工商業(yè)儲能裝機主要受經(jīng)濟性驅(qū)動，目前用工商業(yè)儲能電站投資成本約1.4~1.7元/wh，當(dāng)峰谷價差低于0.7元時，電站的投資收益率或低于5年期及以上LPR。
核心假設(shè)：
1）新建儲能容量為50MW/100MWh的儲能電站；
2）電站主要盈利模式為峰谷電價套利模式；
3）每日充放電1次，年運行天數(shù)330天，運行時間20年，
4）電池容量年衰減2%，每次放電深度75%；
5）運維費用占總投資額的3%。（5年期及以上LPR為4.3%）
每年峰谷價差套利收入=每日儲能系統(tǒng)可用容量×每日充放次數(shù)×DoD×年運行天數(shù)×平均峰谷價差
好消息是近年來，工商業(yè)儲能的利好刺激顯然要強于大儲，主要是分時電價政策的推進，峰谷價差的繼續(xù)拉大。
2021年7月26日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，在保持銷售電價總水平基本穩(wěn)定的基礎(chǔ)上，進一步完善目錄分時電價機制，更好引導(dǎo)用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納。
截至2023年6月，全國峰谷價差超過0.7元/kWh的省市的數(shù)量有所增長，從2022年7月的6個升至2023年6月的19個。各地峰谷價差也有持續(xù)拉大的趨勢，全國平均峰谷價差也由2022年10月的0.62元/kWh增長至2023年6月的0.75元/kWh。
2）政策補貼
政策補貼進一步提升工商業(yè)儲能經(jīng)濟性。2022年以來，針對工商業(yè)儲能補貼政策頻發(fā)，成為地方爭取項目投資、產(chǎn)業(yè)落地的重要手段之一。截至目前，全國各地正在執(zhí)行的儲能補貼政策超30項，補貼政策主要以用戶側(cè)為主，注重與分布式光伏相結(jié)合，地方招商產(chǎn)業(yè)需求較為旺盛；補貼方式主要以容量補貼、放電補貼和投資補貼為主，補貼方向主要與分布式光伏結(jié)合為主。其中浙江、江蘇、四川、安徽、廣東等地政策出臺最為密集，浙江省龍港市、北京市、重慶市銅梁區(qū)等地方政策支持力度較大。
3）投資成本
工商業(yè)儲能市場規(guī)模極其廣闊。根據(jù)數(shù)據(jù)顯示，2022年中國全社會用電量中第二產(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。工商業(yè)作為中國電力消耗最主要群體，也是重點碳減排領(lǐng)域，儲能裝機具備強勁需求。
當(dāng)前用戶側(cè)儲能投運規(guī)模不斷擴大，逐步由兆瓦MW級別轉(zhuǎn)向吉瓦GW級別。高昂的投資成本制約用戶側(cè)儲能的快速發(fā)展。假設(shè)用戶側(cè)儲能電站EPC成本為1.5元/wh，則建設(shè)一個1GWh的用戶側(cè)儲能項目成本達15億元。工商業(yè)儲能的資金需求量較大。
出于對靈活部署的需求，工商業(yè)儲能一般應(yīng)用電化學(xué)儲能技術(shù)路線，但現(xiàn)有的技術(shù)難以滿足市場需求。只有當(dāng)儲能技術(shù)路線能夠滿足儲能投資成本在1.1元/wh及以下時，市場才會迅速爆發(fā)。
不過，工商業(yè)儲能的成本目前已經(jīng)比傳統(tǒng)的發(fā)電方式更加經(jīng)濟可行。新能源裝備的減價以及政府各項扶持政策也在推動其成本的快速降低。因此，雖然工商業(yè)儲能的運營維護成本略高于傳統(tǒng)發(fā)電方式，但其使用過程中的成本已經(jīng)具有很大的優(yōu)勢。如果繼續(xù)發(fā)展，工商業(yè)儲能的成本劣勢將更加縮小，甚至可以成為新能源產(chǎn)業(yè)的主力。
此外，新興電池行業(yè)正在迅速發(fā)展，并且各類成本的開支也逐漸減少，特別是在各類電池的制造成本和維護成本上得到了很大的優(yōu)化，其中，鉛碳電池因其資源豐富、安全性高、成本低、環(huán)保的特點引發(fā)資本市場的廣泛關(guān)注。
1）當(dāng)前工商業(yè)儲能的主流路線鋰電儲能技術(shù)成熟，但鋰電池價格受原材料影響較大
鋰離子電池產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展較為成熟，但產(chǎn)業(yè)鏈條環(huán)節(jié)多，位于產(chǎn)業(yè)鏈上游的原材料企業(yè)具備較高的行業(yè)話語權(quán)，行業(yè)利潤向上游集中，中下游企業(yè)議價能力較弱。鋰電下游應(yīng)用豐富，目前以動力領(lǐng)域為主，2021年鋰電出貨量中動力電池占比67.90%，儲能電池僅占9.88%。
2023年，電池級碳酸鋰價格從4月下旬的18萬元/噸反彈至30萬元/噸，劇烈的價格波動對整個鋰電行業(yè)產(chǎn)生了較大的負面影響。中國鋰電池回收產(chǎn)業(yè)尚處于發(fā)展初期，突破鋰等重要金屬資源限制仍需一定時間，因此由于技術(shù)及資源的限制，鋰電儲能降本將面臨長期挑戰(zhàn)。
2）鋰電池安全性與環(huán)保性仍存在較大發(fā)展空間
鋰電池儲能安全性較差。鋰電池不正確使用時，會發(fā)生不可逆的熱失控行為，存在較大的火災(zāi)危險性。在儲能電站等運營場景中，一旦某節(jié)電池發(fā)生火災(zāi)，溫度上升導(dǎo)致整個電池模組熱失控，可能造成整個電池系統(tǒng)的火災(zāi)、爆炸事故。廢舊鋰電池若未妥善處置將存在較大的環(huán)境風(fēng)險，鈷、鎳、銅等重金屬會對人類健康和生態(tài)系統(tǒng)帶來損害。
3）具有更高安全性和更低生產(chǎn)成本的鉛碳電池近期在新型儲能賽道悄然興起
鉛碳電池與鉛蓄動力電池工藝相近，現(xiàn)有產(chǎn)線調(diào)整較為容易，鉛蓄電池行業(yè)的上游是鉛及鉛制品、塑料件以及隔板等生產(chǎn)制造行業(yè)，其中金屬鉛是鉛蓄電池最主要的原材料，成本占比為40%。根據(jù)WIND世界銀行數(shù)據(jù)顯示，鉛價近10年平均約為2000美元/公噸。
中國鉛資源較為豐富，且回收已全面實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化，對廢舊鉛蓄電池中鉛金屬的回收率已可以超過99%，再生鉛的產(chǎn)量及應(yīng)用持續(xù)增加。再生鉛的廣泛利用減少了鉛礦開采對環(huán)境可能造成的影響，提升了鉛蓄電池的可循環(huán)再生利用性。
根據(jù)公開數(shù)據(jù)，目前鉛碳儲能投資成本可降至0.8~1.1元/wh，具備較高投資收益率。未來鉛碳類電池的成本可以繼續(xù)下降，在政策和市場的雙重驅(qū)動下，鉛碳儲能市場空間潛力巨大。
在“碳達峰、碳中和”戰(zhàn)略背景下，大規(guī)模的新能源發(fā)電并網(wǎng)對電網(wǎng)消納能力提出挑戰(zhàn)，為儲能打開巨大市場空間。當(dāng)前，源、網(wǎng)側(cè)儲能主要受政策驅(qū)動趨向規(guī)?；?，工商業(yè)儲能一直被市場忽視，實際上疊加政策及規(guī)模的雙重驅(qū)動因素，工商業(yè)儲能市場需求量增長迅速。
一方面，企業(yè)通過配套儲能“削峰填谷”降低用電成本，多省市峰谷價差拉大，也進一步提升工商業(yè)配儲的經(jīng)濟性。另一方面，近年來工商業(yè)用電需求旺盛，工商業(yè)儲能可在電價升高或電力系統(tǒng)可靠性受威脅時維持供電平衡，保障企業(yè)生產(chǎn)活動的持續(xù)性。
但受制于龐大的資金需求量及低于市場預(yù)期的投資收益率，目前工商業(yè)儲能發(fā)展較為緩慢。當(dāng)出現(xiàn)能夠帶來較高投資收益的儲能技術(shù)路線，從而對市場資金產(chǎn)生吸引力時，工商業(yè)儲能將迅速爆發(fā)。
原標(biāo)題：破解用戶側(cè)儲能利潤率，工商業(yè)儲能如何算經(jīng)濟賬？
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