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作者：南京卓遠(yuǎn)研究中心
前言
電改、缺電、新型電力系統(tǒng)、新能源消納等多要素催化工商業(yè)儲(chǔ)能需求增高，配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性能大幅提升，行業(yè)將迎來爆發(fā)期。我國工業(yè)用電約占到全社會(huì)用電量的66%，一方面在工業(yè)用電量正逐年平穩(wěn)增長，多地工商業(yè)用戶因用電負(fù)荷高峰期被迫限電，而風(fēng)光等新能源卻因間歇性、隨機(jī)性、波動(dòng)性的特點(diǎn)無法直接為用戶供電，需要大量工商業(yè)儲(chǔ)能進(jìn)行靈活性調(diào)節(jié)，同時(shí)，國家提出“以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”的頂層設(shè)計(jì)，催化了國內(nèi)能源新業(yè)態(tài)發(fā)展，工商業(yè)儲(chǔ)能的需求正在呈指數(shù)式增長。另一方面，隨著碳化硅、碳酸鋰等原材料價(jià)格的下跌，市場對(duì)儲(chǔ)能行業(yè)的增長有了更多的期待，儲(chǔ)能應(yīng)用場景在不斷涌現(xiàn)，分時(shí)電價(jià)政策也將進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差，擴(kuò)大工商業(yè)儲(chǔ)能峰谷套利空間，工商業(yè)配儲(chǔ)的經(jīng)濟(jì)性正在凸顯，有著數(shù)萬億市場的工商業(yè)儲(chǔ)能將迎來爆發(fā)期。
那么到底什么是工商業(yè)儲(chǔ)能？目前市場現(xiàn)狀如何？有哪些因素驅(qū)動(dòng)工商業(yè)儲(chǔ)能的發(fā)展？產(chǎn)業(yè)鏈上都有哪些環(huán)節(jié)及相關(guān)公司？收益模式如何？
卓遠(yuǎn)研報(bào)第52期：
配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性凸顯，
工商業(yè)儲(chǔ)能需求待爆發(fā)
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一、概念界定
工商業(yè)儲(chǔ)能是儲(chǔ)能市場的重要組成，主要使用鋰電池等電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)，通過電池充放策略實(shí)現(xiàn)負(fù)荷側(cè)電力調(diào)節(jié)，可以提高可再生能源利用率、降低電網(wǎng)平衡壓力、提高系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。
當(dāng)前我國儲(chǔ)能根據(jù)終端客戶來分，可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能，其中電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能又稱為表前儲(chǔ)能或大儲(chǔ)，用戶側(cè)儲(chǔ)能又稱為表后儲(chǔ)能。用戶側(cè)儲(chǔ)能分為工商業(yè)儲(chǔ)能與家庭儲(chǔ)能，兩者區(qū)別在于客戶群體，而我國的用戶側(cè)儲(chǔ)能基本為工商業(yè)儲(chǔ)能。目前表前大儲(chǔ)中，電源側(cè)儲(chǔ)能盈利模式尚不清晰，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能依賴兩部制電價(jià)補(bǔ)貼，獨(dú)立/共享儲(chǔ)能電站未來或在表前大儲(chǔ)領(lǐng)域積極探索應(yīng)用促進(jìn)商業(yè)模式走向成熟，而用戶側(cè)工商業(yè)峰谷電價(jià)差異明顯是當(dāng)前儲(chǔ)能應(yīng)用端商業(yè)模式最為成熟的領(lǐng)域。
表1 儲(chǔ)能分類
二、行業(yè)發(fā)展驅(qū)動(dòng)因素
（一）政策端：政策利好不斷，工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展勢頭良好
國家層面頂層設(shè)計(jì)，突破市場機(jī)制壁壘，建立適宜工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展的市場環(huán)境。新型儲(chǔ)能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要技術(shù)和基礎(chǔ)裝備，是實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的重要支撐，也是催生國內(nèi)能源新業(yè)態(tài)、搶占國際戰(zhàn)略新高地的重要領(lǐng)域?！?ldquo;十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》提出：到2025年，新型儲(chǔ)能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件，為工商業(yè)儲(chǔ)能的發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。
地方層面多形式扶持政策結(jié)合，逐步推進(jìn)“隔墻售電”，助力工商業(yè)儲(chǔ)能落地。為加快工商業(yè)儲(chǔ)能的滲透率，盡早實(shí)現(xiàn)商業(yè)化，多地出臺(tái)了輔助服務(wù)、補(bǔ)貼、隔墻售電方面的政策，為運(yùn)營商創(chuàng)造多層次的盈利渠道。補(bǔ)貼方面，包括充電量、放電量、裝機(jī)容量和投資一次性補(bǔ)貼這幾種類型，其中，放電量補(bǔ)貼金額集中在0.1-0.9元/kwh這一區(qū)間，江蘇、浙江的補(bǔ)貼較為豐厚；充電量補(bǔ)貼金額則普遍在1元/kwh左右；容量補(bǔ)貼上，今年浙江、重慶、安徽、廣東等多省地區(qū)出臺(tái)了儲(chǔ)能容量直接補(bǔ)貼政策，在2022至今各地發(fā)布的工商業(yè)儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策中，整體補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)在100-300元/kW之間，補(bǔ)貼年限方面包括一次性補(bǔ)貼，三年逐年退坡補(bǔ)貼等形式；在投資補(bǔ)貼方面，今年浙江、廣東、北京等多省地區(qū)出臺(tái)了儲(chǔ)能投資補(bǔ)貼政策，投資補(bǔ)貼比例在2%—20%之間，單個(gè)項(xiàng)目補(bǔ)貼限額在30萬-1000萬元之間，多為一次性補(bǔ)貼。另外，部分地區(qū)提出若AGC（自動(dòng)增益控制)可用率達(dá)到98%以上，按AGC（自動(dòng)增益控制)可用時(shí)間每臺(tái)次（電站）補(bǔ)償20元/時(shí)。“隔墻售電”政策則允許分布式光伏電站通過電網(wǎng)將電力直接銷售給周邊的電力用戶，而非先低價(jià)賣給電網(wǎng)，再由用戶從電網(wǎng)高價(jià)買回，如浙江省于2023年1月1日起實(shí)施最新電力條例：分布式發(fā)電企業(yè)可以與周邊用戶按照規(guī)定直接交易。
（二）市場端：經(jīng)濟(jì)性能提升，需求規(guī)模快速擴(kuò)大
分時(shí)電價(jià)機(jī)制完善，工商業(yè)儲(chǔ)能盈利空間增大。當(dāng)前我國工商業(yè)用電需求旺盛，特別是華南、華東、華中區(qū)域電力供需形勢偏緊，用電需求催生了備電需求，工商業(yè)儲(chǔ)能作為當(dāng)前儲(chǔ)能系統(tǒng)的重要組成部分大有可為。同時(shí)，當(dāng)前市場上LCOS（儲(chǔ)能度電成本）在0.68-0.70元/kWh之間，當(dāng)峰谷價(jià)差超過LCOS時(shí)，儲(chǔ)能的投資就變得更加經(jīng)濟(jì)。而國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》要求各地進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制、合理確定峰谷價(jià)差，鼓勵(lì)工商業(yè)用戶通過配置儲(chǔ)能等方式削峰填谷、降低用電成本，并設(shè)置了3:1的峰谷價(jià)差下限，使得工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性凸顯。當(dāng)前達(dá)到經(jīng)濟(jì)性閾值的省份越來越多，大于0.7元/kWh的省份已達(dá)19個(gè)，且峰谷價(jià)差呈現(xiàn)擴(kuò)大趨勢，如江西省從0.3934/kWh提升至0.8225/kWh，山東省從0.7036/kWh提升至0.8102/kWh。作為主要盈利模式，峰谷價(jià)差的拉大將增大套利空間，有部分城市還推進(jìn)了輔助服務(wù)、容量電價(jià)進(jìn)入浮動(dòng)范圍，將會(huì)進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差。
實(shí)現(xiàn)兩充兩放的省份不斷增加，進(jìn)一步強(qiáng)化項(xiàng)目運(yùn)營引擎。當(dāng)前浙江、湖北、湖南、上海、安徽、廣東、海南、江蘇等省市的分時(shí)電價(jià)均設(shè)置了兩個(gè)高峰段，可以實(shí)現(xiàn)每天兩充兩放，進(jìn)而提升儲(chǔ)能系統(tǒng)的利用率、縮短成本回收周期。在滿足每天兩充兩放基礎(chǔ)上，部分省份的分時(shí)電價(jià)還設(shè)置了尖峰時(shí)段或兩個(gè)谷時(shí)，在此類省份中安裝工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步增加，可利用更大的尖峰-谷時(shí)價(jià)差進(jìn)一步擴(kuò)大單次峰谷價(jià)差套利的收益，典型如浙江、海南等。
應(yīng)用場景多元，零碳產(chǎn)業(yè)園配儲(chǔ)需求呈指數(shù)增長。工商業(yè)儲(chǔ)能應(yīng)用場景廣闊而分散，可以應(yīng)用在工業(yè)制造、商業(yè)綜合體、物流倉儲(chǔ)、光儲(chǔ)充一體化、微電網(wǎng)、數(shù)據(jù)中心、5G基站、換電重卡、港口岸電等各類應(yīng)用場景中。在當(dāng)前階段下，零碳產(chǎn)業(yè)園是工商業(yè)儲(chǔ)能的重要切入點(diǎn)。零碳園區(qū)的建設(shè)重點(diǎn)在能源供給以及能源綜合管控，包括工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)、智能電網(wǎng)在內(nèi)一系列綠色新基建是零碳園區(qū)建造的“標(biāo)配”，隨著十四五期間零碳產(chǎn)業(yè)園的改造和增量新建，或?qū)⒊蔀楣ど虡I(yè)儲(chǔ)能打開的第一個(gè)量化市場。根據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目中，工業(yè)工廠配置儲(chǔ)能的項(xiàng)目占據(jù)多數(shù)，如廣東2022年近90個(gè)備案用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目中，工業(yè)園區(qū)用戶側(cè)儲(chǔ)能的項(xiàng)目占76個(gè)。
（三）競爭端：行業(yè)處于初創(chuàng)期，跨界玩家爭相加碼
行業(yè)處于產(chǎn)業(yè)創(chuàng)設(shè)階段，企業(yè)競爭壁壘尚不明顯，玩家陣營主要為以南網(wǎng)能源、國電南瑞、科林電氣等為代表的能源供應(yīng)商，以寧德時(shí)代、比亞迪、派能科技、沃太能源、時(shí)代星云、庫博能源等為代表的儲(chǔ)能設(shè)備制造商，以陽光電源、固德威、奇點(diǎn)能源、晶能科技、華為、阿詩特等為代表的光伏設(shè)備及運(yùn)營商等。
來自互聯(lián)網(wǎng)、化工、酒業(yè)、房地產(chǎn)、紡織、游戲、珠寶、家電、食品等領(lǐng)域的企業(yè)爭相加碼工商業(yè)儲(chǔ)能，如白酒龍頭五糧液、食品大戶南方黑芝麻、服裝巨頭浪莎針織、家電龍頭美的和格力等。切入方式大同小異，包括新設(shè)子公司、收購儲(chǔ)能公司、合作開發(fā)、聯(lián)合研發(fā)等，不少擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃投資規(guī)模巨大，金額超百億，主要切入點(diǎn)集中在上游儲(chǔ)能電池材料及制造、電池診斷回收等，也有像碧桂園、西子節(jié)能、格力這樣的將自身產(chǎn)品作為項(xiàng)目拓展渠道實(shí)施工商業(yè)儲(chǔ)能運(yùn)營或建造的企業(yè)，如格力提出的“光伏+儲(chǔ)能+空調(diào)”的概念，聚焦儲(chǔ)能與空調(diào)的聯(lián)動(dòng)。整體來看，當(dāng)前行業(yè)競爭壁壘尚不明顯，新玩家可以通過資本融資、差異化市場開發(fā)、銷售渠道和品牌建設(shè)等來實(shí)現(xiàn)彎道超車。
三、行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈分析
工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈完善，與大儲(chǔ)、戶儲(chǔ)同源。上游是各類設(shè)備，中游是系統(tǒng)集成商和開發(fā)運(yùn)營商，下游是用戶。其中，中游集成商與運(yùn)營商直接與下游工商業(yè)用戶對(duì)接，需要對(duì)BMS（電池管理系統(tǒng)）/EMS（能量管理系統(tǒng)）及儲(chǔ)能應(yīng)用場景有著高理解，且BMS（電池管理系統(tǒng)）/EMS（能量管理系統(tǒng)）基本為自研，以完成對(duì)上游設(shè)備的高效整合。
當(dāng)前，工商業(yè)儲(chǔ)能運(yùn)營模式主要為合同能源管理。大型工商業(yè)用戶需要的儲(chǔ)能系統(tǒng)容量通常較大，設(shè)備成本較高，且需要專門的施工、安裝、運(yùn)維團(tuán)隊(duì)，中間費(fèi)用較高，而對(duì)于長尾小工業(yè)用戶，通常安裝一體機(jī)電柜，但自購儲(chǔ)能系統(tǒng)需要較大資本開支，而合同能源管理模式下，業(yè)主無需投資，只需與投資方（能源服務(wù)方）按比例分享儲(chǔ)能收益，這一比例通常為10%：90%、15%：85%等，隨著工商業(yè)儲(chǔ)能的競爭越加激烈，有些優(yōu)質(zhì)項(xiàng)目甚至到了7：3。
圖1 工商業(yè)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈圖譜
四、行業(yè)收益模式分析
峰谷價(jià)差套利、能量時(shí)移、政策補(bǔ)貼激勵(lì)是目前工商業(yè)儲(chǔ)能的主要收益來源，未來可能拓展其他收益方式，如需求響應(yīng)、需求側(cè)響應(yīng)獎(jiǎng)勵(lì)、電力現(xiàn)貨交易、綠證和電力輔助服務(wù)等，拓展的核心在于電力現(xiàn)貨市場、虛擬電廠的建設(shè)。
表2 工商業(yè)儲(chǔ)能盈利渠道
峰谷價(jià)差套利。谷時(shí)電價(jià)較低，儲(chǔ)能充電；峰時(shí)電價(jià)較高，儲(chǔ)能放電，峰谷價(jià)差越大，收益越好。在當(dāng)前分時(shí)電價(jià)機(jī)制下，多省市可以滿足工商業(yè)儲(chǔ)能每天兩充兩放，經(jīng)濟(jì)性較強(qiáng)。據(jù)安信證券計(jì)算：2023年6月，大多數(shù)省份儲(chǔ)能收益率在1%—8%之間，14省份收益率超5%，其中收益率前五的省份為廣東（+11.01%），海南（+10.12%），湖南（+8.62%），吉林（+8.16%），浙江（+8.03%）。
圖2 峰谷套利模式示意圖
能量時(shí)移。根據(jù)是否為光伏配套，工商業(yè)儲(chǔ)能類型可分為光伏配套工商業(yè)和非光伏配套工商業(yè)。對(duì)于適合配套光伏的商業(yè)和大工業(yè)用戶來說，疊加工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電與負(fù)載消耗存在時(shí)間上的錯(cuò)配，當(dāng)光伏發(fā)電超出負(fù)載消耗時(shí)，工商業(yè)用戶以低價(jià)出售余電給電網(wǎng)公司；當(dāng)光伏發(fā)電小于負(fù)載消耗時(shí)，工商業(yè)用戶需要以高價(jià)代理購電。安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)后，對(duì)光伏發(fā)電實(shí)現(xiàn)削峰填谷在光伏發(fā)電量大時(shí)儲(chǔ)存無法消耗的電量，在光伏發(fā)電量不足時(shí)釋放儲(chǔ)能系統(tǒng)中的電量供給負(fù)載，減少高價(jià)購電成本。目前，已有江蘇、浙江、山東、河北、河南五地對(duì)分布式光伏提出配儲(chǔ)要求，其中山東棗莊要求配儲(chǔ)比例最高達(dá)30%，江蘇、浙江同步出臺(tái)分布式光伏配儲(chǔ)補(bǔ)貼，或推動(dòng)配套工商業(yè)儲(chǔ)能規(guī)?；l(fā)展，根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，隨存量改造與新增工商業(yè)光伏增長的工商業(yè)儲(chǔ)能需求在2023—2025年有望達(dá)5.1（+199%）、10.4、18.7GWh。
圖3 能量時(shí)移示意圖
未來，虛擬電廠或成重要盈利渠道，帶來需求響應(yīng)、現(xiàn)貨交易、輔助服務(wù)、綠證等收入。虛擬電廠的建設(shè)一方面帶來了其他收益的可能性，如參與電力現(xiàn)貨市場、提供輔助服務(wù)等，進(jìn)而增加投資收益；另一方面，虛擬電廠的建設(shè)基礎(chǔ)是電力市場化改革，而電力市場化后會(huì)放大光伏出力波動(dòng)性的劣勢，最終體現(xiàn)在光伏大幅出力的中午電價(jià)較低的情況（如山東的午時(shí)電價(jià)）、棄光率提升等。而工商業(yè)儲(chǔ)能對(duì)此受益，受益模式或從峰谷價(jià)差套利變?yōu)榉澹汶妰r(jià)套利，甚至峰－負(fù)電價(jià)套利，減少了儲(chǔ)能充電成本，進(jìn)而增加收益率。另外，工商業(yè)儲(chǔ)能通過虛擬電廠參與電力市場交易，電力輔助服務(wù)，需求側(cè)響應(yīng)從而增厚利潤。預(yù)計(jì)在虛擬電廠建設(shè)順利的情況下，工商業(yè)儲(chǔ)能2025、2030累計(jì)裝機(jī)有望達(dá)37GWh、189GWh。
五、收益模式及測算
前文提到，工商業(yè)儲(chǔ)能的收益模式主要為峰谷價(jià)差套利，兩充兩放疊加尖谷下經(jīng)濟(jì)性更為突出，因此本文以典型設(shè)置尖峰價(jià)，滿足兩充兩放的江蘇省為例進(jìn)行經(jīng)濟(jì)測算，本項(xiàng)目為非光伏配套儲(chǔ)能，收益來源為僅為峰谷價(jià)差套利（不考慮融資）。
1、基礎(chǔ)假設(shè)：
（1）項(xiàng)目假設(shè)
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裝機(jī)規(guī)模500kw，連續(xù)運(yùn)行時(shí)長2h；
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循環(huán)次數(shù)6000次、年運(yùn)行天數(shù)330天；
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運(yùn)營年限為20年，兩充兩放在第10年更換電池；
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放電深度90%（DoD90%）、充放電效率92%；（為行業(yè)均值）
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一充一放與兩充兩放下年衰減系數(shù)分別為1.3%、2.5%（對(duì)應(yīng)10年換一次電池）
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運(yùn)行模式：兩充兩放為峰谷循環(huán)、峰平循環(huán)。即若配有2h儲(chǔ)能系統(tǒng)，則可于第一個(gè)谷時(shí)進(jìn)行充電，并于第一個(gè)尖峰/高峰段放電兩小時(shí)，于第二個(gè)平峰時(shí)進(jìn)行充電，于尖峰/高峰段放電，利用儲(chǔ)能每天實(shí)現(xiàn)兩次充放電循環(huán)。
（2）財(cái)務(wù)假設(shè)
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儲(chǔ)能單位投資成本為1.7元/wh（行業(yè)均值）
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電價(jià)差（以六月代理電價(jià)為基準(zhǔn)）：
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運(yùn)維費(fèi)率每年為投資成本的1%
2、計(jì)算公式：
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每年峰谷價(jià)差套利收入=考慮衰減后的每日儲(chǔ)能系統(tǒng)可用容量×每日充放次數(shù)×工作天數(shù)×（峰谷價(jià)差/峰平價(jià)差/尖谷差價(jià)/尖平差價(jià)）
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年運(yùn)維費(fèi)用=投資成本*1%
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LCOS(儲(chǔ)能度電成本)=總投資成本/總處理電量；其中，總投資成本=初始投資+運(yùn)維費(fèi)用-殘值，總處理電量=日單次處理電量*2*300