儲能被視為解決風電、光伏等可再生能源發(fā)電不穩(wěn)定性、間歇性的重要手段，隨著可再生能源裝機量不斷創(chuàng)新高，儲能的部署如火如荼，躬身入局淘金的企業(yè)也開始多起來。
根據(jù)愛企查的數(shù)據(jù)，在過去三年，注冊為儲能公司的企業(yè)數(shù)量增加了一倍多，達到近10.9萬家。養(yǎng)豬的、打游戲的、做食品的都開始涌入這個賽道。
但火熱的背后，儲能的商業(yè)模式一種困擾業(yè)界。如果儲能不能解決盈利問題，就很難實現(xiàn)市場化和商業(yè)化，最終也就走不遠。
以各地的強制配儲為例，很多地方出臺政策，要求新能源項目要配置10-15%的儲能，此舉雖然推動了儲能裝機的迅速增長，但很多儲能設備淪為擺設，利用率很低，并沒有發(fā)揮多大作用。
據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2022年電源側(cè)的新能源配儲平均運行系數(shù)僅為0.06（日均運行1.44小時、年運行525小時）。相比之下，用戶側(cè)儲能平均運行系數(shù)最高，達到0.32（日均運行7.67小時，年運行2800小時）。
如此低的利用率，對企業(yè)來說是一筆沉重的負擔，也造成嚴重的資源浪費。
畢馬威在3月發(fā)布的《新型儲能助力能源轉(zhuǎn)型》報告中引述數(shù)據(jù)顯示，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%-10%；風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%-20%。
現(xiàn)在很多風電、光伏配儲，更多是為了拿風、光指標。對很多企業(yè)來說，也是不得已而為之。
這里說的強制配儲，主要是指發(fā)電側(cè)的儲能，之所以利用效率低，是因為這里的儲能只服務于單一的新能源場站，應用場景、時段和需求都非常有限。
按照這種效率走下去，儲能的市場爆發(fā)是看不到未來的。破解之道在哪里？一定要給予儲能電站以獨立儲能的身份，參與整個電力市場，除了服務于單一的新能源場站，還有必要租賃出去，實現(xiàn)儲能共享和多元化收益。
于是，很多投資者把儲能的春天寄托在以工商業(yè)為主的用戶側(cè)儲能市場。
特別一些地方出臺對儲能的補貼政策，加上峰谷電價差拉大，也為工商業(yè)儲能的需求爆發(fā)提供了條件。
01
峰谷電價差提高儲能經(jīng)濟性
用戶側(cè)儲能包括家庭戶儲和工商業(yè)儲能，在中國家庭戶儲市場還很小，這里所說的用戶側(cè)儲能主要指工商業(yè)儲能，目前正處在需求爆發(fā)增長階段。
工商業(yè)儲能主流的應用場景為工廠、商場和樓宇，以及光儲充電站和微電網(wǎng)。目前我國主流商業(yè)模式有兩種商業(yè)模式，即工商業(yè)用戶自行安裝儲能設備，或者能源服務企業(yè)協(xié)助用戶安裝儲能。
2022年用戶側(cè)儲能發(fā)展提速。據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2022年中國儲能市場并網(wǎng)項目總規(guī)模達7.762GW/16.428GWh，功率及容量同比增長均超220%。其中，已并網(wǎng)用戶側(cè)儲能項目容量占比10%。
雖然跟電網(wǎng)和電源側(cè)的儲能相比，用戶側(cè)儲能占比還很小，但因為基本的商業(yè)模式正在形成，各類政策也在鼓勵，未來前景被業(yè)界看好。
特別是各省市峰谷電價差拉大以及各地出臺的兩部制電價，提升了工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性，為工商業(yè)儲能發(fā)展提供了催化劑。
2023年7月全國各地已發(fā)布電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格。7月峰谷電價差最大的地區(qū)是上海市，大工業(yè)執(zhí)行兩部制1.5倍尖峰電價時，峰谷價差為1.8923元/kWh。
據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，7月共有20省市執(zhí)行尖峰電價，其中有19省市峰谷電價差超過0.7元。而2022年10月才9個。
另外，各省市逐步出臺兩部制電價，除甘肅、蒙東地區(qū)還未執(zhí)行之外，全國各省都已執(zhí)行兩部制電價。
兩部制將上網(wǎng)電價分為容量/需量電價和電量電價。容量電價又稱為“基本電價” ，按變壓器的容量（運行中的最大需要量）來計算；電量電價計算的是客戶耗用的電能量，即變動費用部分。兩部制電價下，配置工商業(yè)儲能可以減少容量/需量電價。通過減少短時間內(nèi)負荷高峰峰值降低容量電費，可在工業(yè)用戶側(cè)配置儲能調(diào)控需量，提高用戶收益。
一些地方還拿出真金白銀，直接補貼儲能項目，鼓勵儲能發(fā)展。
到目前為止，有20多個省市發(fā)布儲能相關政策，跟這些發(fā)展政策一同發(fā)布的，還有各地的補貼政策。
比如廣東深圳對先進的儲能示范項目給予財政資金支持，項目最高支持力度不超過1000萬元。
四川成都，對用戶側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能、電源側(cè)儲能、虛擬電廠儲能等領域項目，單個項目安排金額原則上不超過500萬元。
重慶市兩江新區(qū)按照儲能設施裝機規(guī)模給予200元/千瓦時補助，單個項目的補助最高可達500萬元。
江蘇省對在2021年12月1日至2023年12月31日期間建成投運的用戶側(cè)儲能項目，制造業(yè)企業(yè)按照實際發(fā)（放）電量給予0.8元/千瓦時的補貼，連續(xù)補貼兩年（含投運當年）。
浙江溫州，對在2021年12月1日至2023年12月31日期間建成投運的分布式光伏和用戶側(cè)儲能項目，制造業(yè)企業(yè)按照實際發(fā)（放）電量分別給予0.1元/千瓦時和0.8元/千瓦時的補貼，連續(xù)補貼兩年（含投運當年）。
02
關鍵是要盈利
電價峰谷差拉大和補貼政策，為獨立儲能電站的收益來源提供了保障。
以浙江溫州為例，一家制造業(yè)企業(yè)，如果配一個2兆瓦時的儲能柜，平均充放效率達88%，一次性充放電可達1760度電，浙江地區(qū)每天可實現(xiàn)兩充兩放，每天可放電3600度電。浙江峰谷電價差超過9毛，再加上溫州工商業(yè)儲能每度電補貼8毛錢，一年下來，這個儲能設備可為企業(yè)帶來200多萬的收益。還可以緩解拉閘、限電給企業(yè)帶來的減產(chǎn)損失。
當然，這個只是理論上的計算，前期投資，運維成本，儲能設備的使用壽命，安全性等，都是重要的考慮因素。
還有一個關鍵因素，就是對電力現(xiàn)貨市場的峰谷預測，非?？简炦\營方技術(shù)。沒有一定的預測能力和運營能力，很難吃準峰谷電價差。
所以，選擇靠譜的儲能提供商以及新型能源系統(tǒng)集成商很重要。
此外，近年來我國不斷將發(fā)電主體擴展到清潔能源，正式將儲能和可調(diào)節(jié)負荷納入了提供輔助服務的市場主體之中，在江蘇等地，儲能設施已經(jīng)無縫融入了調(diào)峰和調(diào)頻的輔助服務市場。這也為儲能擴展了收益來源。
當然，政府的補貼是有時限的，而儲能設備是一個長遠投資?，F(xiàn)在電力市場改革還沒有確定最后模式，電力輔助服務市場的完善也需要時間，獨立儲能盈利模式雖然正在浮現(xiàn)，也還存在很多不確定性。這既是風險所在，也是機遇所在。
原標題：儲能投資的春天來了
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