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工商業(yè)儲能市場于2023年迎來爆發(fā)，但由于國內(nèi)各省份電價不一，導(dǎo)致不同地區(qū)項目收益水平仍然存在較大差異。據(jù)GGII統(tǒng)計中國超70%地區(qū)2023H1平均峰谷價差同比擴(kuò)大，其中江西、山東、河南、福建、河北南網(wǎng)覆蓋地區(qū)進(jìn)入2023年峰谷價差增加幅度較大。江西峰谷價差擴(kuò)大最明顯，平均增加0.3410元，IRR增加10.8個百分點(diǎn)至6.7%。

一、工商業(yè)儲能的兩種盈利渠道

1 峰谷套利

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(jīng)濟(jì)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(jìn)一步開放，帶動產(chǎn)業(yè)鏈上下游的良性循環(huán)。

工商業(yè)儲能的盈利模式之一主要是“峰谷套利”——即用戶可以在負(fù)荷低谷時，以較便宜的谷電價對儲能電池進(jìn)行充電，在負(fù)荷高峰時，由儲能電池向負(fù)荷供電，實(shí)現(xiàn)峰值負(fù)荷的轉(zhuǎn)移，從峰谷電價中獲取收益。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(fēng)險。

由于各省的工商業(yè)峰谷價差不同，工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)效益差異也較大。國內(nèi)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(dá)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(jīng)濟(jì)性一般較差。

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

2 新能源消納

目前，工商業(yè)儲能市場中光伏+儲能的應(yīng)用比例不斷提高。蘇州、珠海等地區(qū)已經(jīng)提出了關(guān)于分布式光伏+儲能的補(bǔ)貼鼓勵政策。為什么政府要鼓勵？光伏發(fā)電具有很強(qiáng)的間歇性和波動性，自發(fā)自用、余電上網(wǎng)的光伏電站發(fā)電量超出工商業(yè)也會用戶所需電量時，多余的電以較低價格送入電網(wǎng)。當(dāng)發(fā)電量不足以覆蓋用戶所需電力時，用戶不得不向電網(wǎng)購買電能作為補(bǔ)充。因此，在僅配備光伏發(fā)電的情況下，工商業(yè)用戶的用電成本并沒有得到最大化的降低。而配置儲能系統(tǒng)后，光伏電量將優(yōu)先存在儲能系統(tǒng)中，余電供應(yīng)負(fù)荷，待光伏電量不足時，由儲能向負(fù)荷供電，通過儲能系統(tǒng)平滑發(fā)電量和用電量，提升光伏發(fā)電的消納率，最大程度上實(shí)現(xiàn)用電利益最大化。

二、如何破解低峰谷價差區(qū)域工商業(yè)儲能盈利難題？

對于投資方或業(yè)主而言，影響工商業(yè)儲能項目內(nèi)部收益率的因素有峰谷價差、儲能系統(tǒng)價格、系統(tǒng)效率、政策補(bǔ)貼以及項目權(quán)益比例等，其中峰谷價差與系統(tǒng)價格是影響IRR的主要因素，GGII依據(jù)2023年工商業(yè)儲能項目系統(tǒng)配置、運(yùn)行策略以及運(yùn)行環(huán)境建立測算模型，進(jìn)行系統(tǒng)價格、峰谷價差對于項目收益水平的影響分析。

GGII列出了當(dāng)峰谷價差為0.2-1.9元、系統(tǒng)價格為1.0-2.0元時對應(yīng)的IRR。一般來說，項目IRR＞6%時具備較好經(jīng)濟(jì)性，將6%作為基準(zhǔn)折現(xiàn)率，根據(jù)IRR水平分為以下三類區(qū)域：

1）橙色區(qū)域（IRR＞20%）：該地區(qū)項目投資收益水平較高，應(yīng)重點(diǎn)開拓；

2）白色區(qū)域（6%＜IRR≤20%）：該地區(qū)項目投資收益水平良好，具備投資可行性；

3）灰色區(qū)域（IRR≤6%）：當(dāng)前該地區(qū)工商業(yè)儲能發(fā)展尚不成熟，項目投資可行性較低。

備注：縱向?yàn)榉骞葍r差（元/KWh），橫向?yàn)橄到y(tǒng)價格（元/KWh）。

GGII通過以上分析得出，每單位系統(tǒng)價格的減少對IRR提升的影響逐步增強(qiáng)，每單位峰谷價差的增加對IRR提升的影響逐步減弱。未來通過系統(tǒng)降本將是提升工商業(yè)儲能項目經(jīng)濟(jì)性的第一選擇。

1）隨著設(shè)備端持續(xù)降本，當(dāng)前灰色區(qū)域省市未來也將逐步具備發(fā)展工商業(yè)儲能的條件。當(dāng)前我國電力市場正處于改革進(jìn)程中，電價以及峰谷價差的制定由發(fā)改委主導(dǎo)，部分省市由于峰谷價差較低，導(dǎo)致工商業(yè)儲能項目不具備經(jīng)濟(jì)可行性，而隨著儲能系統(tǒng)成本的不斷下降，項目對峰谷價差的高要求將有所降低，更多省市將具備工商業(yè)儲能項目的投資可行性。例如當(dāng)系統(tǒng)價格為1.5元/Wh時，峰谷價差＞0.77元項目才具備投資可行性。當(dāng)系統(tǒng)價格降低至1元/Wh時，即使峰谷價差為0.5元，項目也能夠具備較高經(jīng)濟(jì)性。

2）峰谷價差對項目收益水平影響顯著，當(dāng)系統(tǒng)成本投資逐步降低時，各地工商業(yè)儲能項目收益水平分化加劇。當(dāng)儲能系統(tǒng)價格下降時，價差高的省份IRR提升幅度更大。如當(dāng)系統(tǒng)價格由1.5元/Wh降低至1元/Wh時，峰谷價差為0.8元/Wh的地區(qū)IRR將提升10.5個百分點(diǎn)，峰谷價差為1.3元/Wh的地區(qū)IRR將提升14.5個百分點(diǎn)。

三、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(fù)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(xiàn)電力短缺問題，同時受峰谷電價政策驅(qū)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(xiàn)。

另外，“隔墻售電”有望促成用戶側(cè)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(wǎng)直接將電力銷售給周邊的用戶側(cè)，這個過程少了電網(wǎng)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(xiàn)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(cè)來說，臨近工商業(yè)或工業(yè)園區(qū)可以認(rèn)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(cè)儲能有望拓展商業(yè)模式，從而提升經(jīng)濟(jì)性；對于電網(wǎng)來說，大型儲能有可能成為可以調(diào)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(jìn)一步推動工商業(yè)儲能規(guī)模發(fā)展。

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

結(jié)束語

工商業(yè)儲能目前裝機(jī)規(guī)模仍處于初期階段，后續(xù)隨著商業(yè)模式進(jìn)一步清晰，裝機(jī)需求有望增長，市場發(fā)展空間巨大。

在新能源裝機(jī)容量逐年增加以及電網(wǎng)運(yùn)行安全要求驅(qū)動下，儲能行業(yè)未來將會得到越來越多的政策支持，峰谷套利空間以及新能源消納的市場，會有越來越多的資本投入促使儲能行業(yè)迅速發(fā)展，從而提高電網(wǎng)運(yùn)行安全，提升電能使用效率。但是微電網(wǎng)系統(tǒng)，特別是儲能電站的運(yùn)行安全不容忽視，需要嚴(yán)格按照標(biāo)準(zhǔn)，建立微電網(wǎng)能量監(jiān)測系統(tǒng)對儲能電站進(jìn)行監(jiān)視、預(yù)警和充放電策略控制，保障安全生產(chǎn)的前提下使儲能項目的收益較大化。

原標(biāo)題：工商業(yè)儲能盈利渠道有哪些，如何破解盈利難題？