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2023年以來，廣東的用戶側儲能熱度不斷升高，每月的備案容量不斷刷新，政府亦密集出臺相關支持政策。2023年6月，廣東省發(fā)展改革委、廣東省能源局印發(fā)了《廣東省促進新型儲能電站發(fā)展若干措施》（以下簡稱《措施》）。《措施》提出，大力鼓勵用戶側儲能發(fā)展，支持工商業(yè)企業(yè)、產(chǎn)業(yè)園區(qū)等配建新型儲能電站；并強調(diào)，用戶側儲能項目使用產(chǎn)品經(jīng)認定符合先進優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品標準規(guī)范的，其儲能設施用電量單獨計量，電價參照全省蓄冷電價政策執(zhí)行。公開資料顯示，廣東省蓄冷電價采用峰平谷的方式，以用戶對應電價類別的平段電價為基礎，峰平谷電價比例為1.65∶1∶0.25，低谷期電價屬于全國最低，峰谷差最大。這樣的電價政策給與了用戶側儲能項目良好的投資回報預期。從地方層面來看，2023年以來，廣東東莞、深圳福田、廣州黃埔等地密集出臺促進新型儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的支持政策，在這些政策中，給與新型儲能的度電補貼0.2元~0.5元不等，單個項目補貼不超過200萬~300萬元，補貼年限2~3年不等。可見，廣東各地的地方政府也在不遺余力地拿出“真金白銀”支持用戶側儲能發(fā)展。除了政策支持、分時電價調(diào)整、峰谷價差拉大等政策的利好因素以外，2023年以來，儲能設備價格的下降，亦是促使廣東用戶側儲能市場爆發(fā)的因素之一。據(jù)了解，磷酸鐵鋰電池的價格從2022年底的0.8元/瓦時已經(jīng)跌至目前的0.45元/瓦時，大大提升了電化學儲能項目的經(jīng)濟性。隨著儲能行業(yè)上游材料、設備產(chǎn)能的增加，儲能系統(tǒng)的價格仍將呈下跌趨勢。

用戶側儲能的主要商業(yè)模式

當前，用戶側儲能項目的盈利方式主要依賴于峰谷電價差套利，輔以需求側響應、虛擬電廠、降低需量電費、應急備用、配電增容等直接或間接收益，未來還有可能通過參與現(xiàn)貨電能量市場交易等獲利。峰谷電價差套利是指儲能系統(tǒng)在電價低谷時段充電，在電價高峰時段放電。放電期間原本所需的較高用電費用與較低充電成本之間的差價，即是價差套利部分，亦即節(jié)省的用電費用。需求側響應受制于各地需求響應開展頻次有限、開展的不可預測性，以及需求側響應與峰谷套利有可能不可兼得等因素，投資運營商在開展投資測算時，一般都不會將其作為穩(wěn)定的收入來源納入到可預期的收入中。目前，在需求側響應交易方面，廣東在2021年5月即開始運行；虛擬電廠平臺建設方面，則是深圳走在全國前列，設有全國首家虛擬電廠管理中心。另外，在某些應用場景下，儲能系統(tǒng)可幫助用戶實現(xiàn)需量電費降低；還可作為企業(yè)的應急電源，實現(xiàn)配電增容等間接收益。當前，用戶側儲能項目一般采用用戶自建或合同能源管理的方式來開展。合同能源管理的模式是指由專業(yè)的投資運營商投資建設及運營儲能設施，相應的收益按照一定比例與企業(yè)分享，具體的分享模式有峰谷電價差分享和放電折扣等，參與需求側響應獲得的收益亦做相應的分享。

影響用戶側儲能的電價政策

根據(jù)《關于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關問題的通知》（粵發(fā)改價格〔2021〕331號），廣東的分時電價政策設置了兩個峰段（10~12點、14~19點）、一個谷段（0~8點）和三個平段（8~10點、12~14點、19~24點），并在7~9月三個整月以及其他月份中日最高氣溫達到35攝氏度及以上的高溫天執(zhí)行尖峰電價，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮25%?？紤]到當下廣東省的分時電價政策，廣東省的用戶側儲能目前均采用兩小時的儲能系統(tǒng)。其充放電的策略如下：每年1~6月、10~12月，每天進行兩充兩放運行，第一次循環(huán)：低谷時段充電，高峰時段放電；第二次循環(huán)：平時段充電，高峰時段放電。每年7~9月，每天進行兩充兩放運行，第一次循環(huán)：低谷時段充電，高峰時段放電一小時，尖峰時段放電一小時；第二次循環(huán)：平時段充電，尖峰時段放電。以2023年11月廣東電網(wǎng)代理購電工商業(yè)用戶（珠三角五市，兩部制，1~10千伏）為例，當月兩段價差（峰-谷，峰-平）平均達到0.69元/千瓦時，若考慮尖峰電價、蓄冷電價，價差則更大。

用戶側儲能經(jīng)濟性分析

目前，廣東珠三角五市（廣州、東莞、佛山、中山、珠海）的用戶側儲能項目中，按照2023年11月廣東電網(wǎng)代理購電工商業(yè)用戶（珠三角五市，兩部制，1~10千伏）電價計算，以年運行天數(shù)330天（這是一個很關鍵的因素）的項目為例，每天滿充滿放次數(shù)2次，項目的全投資收益率可達到11%以上，投資回收期6.5年；若投資運營商與用戶的價差收益分享比例在8∶2的情況下，項目的全投資收益率在7.5%左右。若考慮融資，則收益率更佳，投資回收期更短。若進一步將需求側響應、蓄冷電價政策，以及政策補貼等產(chǎn)生的收益考慮進來，則項目的盈利空間將更加可觀。

用戶側儲能的風險與機遇

用戶側儲能的發(fā)展面臨的風險，首先在于，其運營受限于用戶場景，包括用戶的實際生產(chǎn)行為、電力負荷曲線等。用戶側儲能與分布式光伏應用模式、建設模式相近，均通過“寄生”在工商業(yè)企業(yè)“身上”，來實現(xiàn)用電成本的降低。不過，用戶側儲能的投資對企業(yè)的運營狀況、基礎電費繳納模式、用電負荷曲線、場地條件等要求更高。第二個制約因素是分時電價政策。當前，用戶側儲能的盈利模式單一，其盈利狀況高度依賴于峰谷電價差套利。一旦分時電價政策調(diào)整，特別是峰谷電價差縮小，將嚴重影響項目的收益。當前，廣東省電力市場正處于簽署2024年購售電合同的關鍵時期，據(jù)了解，2024年的電能量價格相較于2023年的價格有所下調(diào)，帶來的峰谷電價差亦有可能縮小，這是一個值得警惕的信號。第三個制約因素是儲能系統(tǒng)的安全性。不同于前兩個制約因素僅僅是從投資方的角度出發(fā)，安全性問題對于投資方和業(yè)主方雙方而言都是要著重考慮的因素。近年來，國內(nèi)外的儲能安全事故仍歷歷在目，雖然目前的儲能設備安全防控措施已經(jīng)有不少提升，但仍需將安全責任作為頭等大事來加以重點考慮。第四個制約因素，是由儲能系統(tǒng)安全性問題延伸出的土地問題。考慮到安全距離因素，1兆瓦時的儲能項目占地約20~30平方米，廣東特別是珠三角地區(qū)屬于“寸土寸金”的地方，企業(yè)對土地利用率要求較高，一般都很難有大量空地用來安裝儲能裝置，這也是目前一些項目推進不下去的原因之一。機遇方面來看，2023年9月21日，廣東電力交易中心印發(fā)《廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則》（廣東交易〔2023〕177 號），指出廣東的獨立儲能電站將作為市場主體，參與電能量市場交易。用戶側儲能參與電力市場交易是未來的發(fā)展模式之一。隨著廣東的獨立儲能入市，用戶側儲能也有望逐步參與現(xiàn)貨電能量市場中。一旦用戶側儲能可以參與現(xiàn)貨電能量市場交易，在電力現(xiàn)貨市場實時價格的引導下，儲能在電價低時充電，電價高時放電（供電網(wǎng)），亦即可不再依賴于用戶場景，不再受制于用戶的實際用電行為，完全有可能實現(xiàn)一天超過兩充兩放，在這種情況下，儲能的系統(tǒng)利用率將大幅提升，投資運營商將可以很快回收項目投資成本，實現(xiàn)更高的收益。展望未來，隨著電池等主要設備成本的下降和性能的提升，以及電力市場化交易的不斷完善和推進，電力市場中的現(xiàn)貨價格波動將為用戶側儲能收益帶來無限的想象空間。 

原標題： 廣東用戶側儲能市場爆發(fā)下的冷思考