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伴隨著我國分時電價的完善，峰谷電價差拉大，工商業(yè)儲能經濟性日益凸顯，2023年被稱為儲能爆發(fā)的元年，更多的儲能廠商也期盼著，今年的電力市場將進一步開放，帶動產業(yè)鏈上下游的良性循環(huán)。


工商業(yè)儲能盈利模式

工商業(yè)儲能的盈利模式主要是“峰谷套利”——即在用電低谷時利用低電價充電，在用電高峰放電供給工商業(yè)用戶。這樣“一充一放”，用戶既可以節(jié)約用電成本，也避免了拉閘限電的風險。


由于各省的工商業(yè)峰谷價差不同，工商業(yè)儲能經濟效益差異也較大。國內工商業(yè)儲能目前主要集中在峰谷價差較高，且工商業(yè)發(fā)達的江蘇、廣東、北京、浙江等地區(qū)，峰谷價差超過0.74元/kWh，其中北京的峰谷價差超過1元/kWh，因此上述地區(qū)的工商業(yè)儲能的峰谷價差收益較大。云南、廣西等地的峰谷價差較低，經濟性一般較差。


根據測算，工商業(yè)儲能的IRR（內部收益率）為 5.3%。模型核心假設如下：

1、儲能裝機規(guī)模為1MWh；每年運行330天；電池更換周期為8年；

2、儲能單位投資為1.75 元/Wh，自有資金比例為30%；

3、峰、谷、平時電價為1.03、0.62、0.28 元/kWh，峰谷價差幅度為61%。

通過測算工商業(yè)儲能對單位裝機投資和峰谷價差的敏感性，發(fā)現：

1、單位裝機成本下降 0.02 元/Wh，IRR提升約0.5pct；

2、峰谷價差提升5pct，IRR提升約4.1pct。

可見，工商業(yè)儲能對峰谷價差的敏感性極高，峰谷價差的提升對工商業(yè)儲能的經濟性提升非常顯著。


峰谷價差由各省份分時電價政策決定，所以工商業(yè)儲能的建設積極性與政策導向相關度非常之高，隨著各省分時電價機制的完善（比如尖峰電價的實行），峰谷價差的拉大，工商業(yè)儲能有望快速增長。

最新數據顯示，全國各省市的電力峰谷價差超過0.7元/kwh的省市由去年7月的6個上升至今年1月的18個。同時，各地分時電價的峰谷比亦有持續(xù)拉大，例如河南由去年的0.72元/kwh上升至今年1月的1.021元/kwh。

在峰谷價差不斷增大的趨勢下，全國范圍內已有越來越多省份的工商業(yè)儲能具備了經濟性。當前分時電價機制下，多省市可滿足工商業(yè)儲能每天兩充兩放，預計工商業(yè)儲能的成本回收周期將能有效縮短。“

工商業(yè)儲能未來展望

首先，最近兩年的夏季，華東、華南等負荷中心區(qū)域，受迎峰度夏及夏季有序用電影響，部分工商業(yè)用戶在夏季用電出現電力短缺問題，同時受峰谷電價政策驅動影響以及儲能系統(tǒng)成本下降，工商業(yè)用戶部署儲能的需求正在逐步顯現。

另外，“隔墻售電”有望促成用戶側共享儲能模式，推動工商業(yè)儲能規(guī)模發(fā)展。“隔墻售電”即分布式發(fā)電項目就近交易，“隔墻售電”允許分布式能源項目通過配電網直接將電力銷售給周邊的用戶側，這個過程少了電網參與，減少了中間成本。

2021 年年底以來，“隔墻售電”作為高頻詞匯多次出現在國家重要政策文件中。分布式電源“隔墻售電”模式對于用戶側來說，臨近工商業(yè)或工業(yè)園區(qū)可以認為是一個整體，利于儲能的大型化降本。對于投資方來說，大型化用戶側儲能有望拓展商業(yè)模式，從而提升經濟性；對于電網來說，大型儲能有可能成為可以調用的靈活性資源。

因此未來隨著“隔墻售電”政策不斷完善，逐步落地，將進一步推動工商業(yè)儲能規(guī)模發(fā)展。


2022年主要地區(qū)的各類新增儲能裝機占比

整體來看，工商業(yè)儲能目前裝機規(guī)模仍處于初期階段，后續(xù)隨著商業(yè)模式進一步清晰，裝機需求有望增長。預計22—25年國內新增工商業(yè)儲能裝機量分別為2.6GWh、6GWh、10.6GWh、18.4GWh，對應CAGR（復合年均增長率）為92%，市場發(fā)展空間巨大。 

原標題：儲能圈：工商業(yè)儲能峰谷套利的盈利模式