工商業(yè)儲能多久回本？六種不同渠道進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析

最新國內(nèi)儲能裝機數(shù)據(jù)近日出爐，1-6 月累計裝機 8GW/18.2GWh，已超 2022 全年新增裝機規(guī)模，再次印證儲能產(chǎn)業(yè)的高景氣。而今年儲能最亮眼的細(xì)分不是大儲，而是工商業(yè)儲能。

在我國，工商業(yè)反哺居民生活用電，一直心照不宣，居民生活用電低價的“雷打不動”是靠工商業(yè)用電的“彈性”來保障的，包括輸配電成本、運行費用等，均由工商業(yè)分?jǐn)偂＿@意味著工商業(yè)用電的分時電價政策、峰谷價差會更為劇烈地變化，由工商業(yè)分?jǐn)傦L(fēng)光新能源并網(wǎng)所帶來的更高的運行費、損益費。

應(yīng)用場景上，工商業(yè)儲能也更為靈活。因此，多重因素下帶動，工商業(yè)儲能率先爆發(fā)，成為儲能賽道中增速最快的分支，也成為投資人眼中的“香餑餑”。

本文將對工商業(yè)儲能的六種不同渠道進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。

峰谷電價差擴大提供套利空間。2023年3月電網(wǎng)代購電價格中， 23個省區(qū)峰谷電價差超過0.7元以上，高于工商業(yè)儲能用于峰谷套利的盈虧平衡點，其中浙江峰谷價差為全國最高，價格為1.3258元/度，有利于工商業(yè)儲能峰谷套利。

渠道一：峰谷套利。工商業(yè)用戶可以在負(fù)荷低谷時，以較便宜的低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，實現(xiàn)峰值負(fù)荷的轉(zhuǎn)移，從峰谷電價中獲取收益。

收入測算：據(jù)測算，在每度尖/峰谷電價差為0.9819/0.6197元且一年運行600次的情況下，第一年峰谷套利收入167.32萬元，為工商業(yè)儲能主要盈利方式。

大工業(yè)用電采用兩部制電價。我國針對受電變壓器容量在315千伏安及以上的大工業(yè)用電采用兩部制電價，基本電費是指按用戶受電變壓器（按容計費）或最大需量計算（按需計費）的電價收費，電度電費是指按用戶實用電量計算的電價。

渠道三：需求管理。在基本電價按需收費的工商業(yè)園區(qū)安裝儲能系統(tǒng)后，可以監(jiān)測到用戶變壓器的實時功率，在實時功率超過超出需量時，儲能自動放電監(jiān)測實時功率，減少變壓器出力，保障變壓器功率不會超出限制，從而達(dá)到降低用戶需量電費，減少工商業(yè)園區(qū)用電成本的目的。

收入測算：以該3MW儲能項目為例，每天兩充兩放，第一年可節(jié)約容量電費18萬元。

渠道四：需求側(cè)響應(yīng)。指當(dāng)電力批發(fā)市場價格升高或系統(tǒng)可靠性受威脅時，電力用戶接收到供電方發(fā)出的誘導(dǎo)性減少負(fù)荷的直接補償通知或者電力價格上升信號后，改變其固有的習(xí)慣用電模式，達(dá)到減少或者推移某時段的用電負(fù)荷而響應(yīng)電力供應(yīng)，從而保障電網(wǎng)穩(wěn)定，并抑制電價上升的短期行為。即企業(yè)在電力用電緊張時，主動減少用電，通過削峰等方式，響應(yīng)供電平衡，并由此獲得經(jīng)濟(jì)補償。

收入測算：假設(shè)年度需求側(cè)響應(yīng)20次，單次需求側(cè)響應(yīng)最高補貼4元/kWh，測算取平均價格2元/kWh，第一年需求側(cè)響應(yīng)收入14.03萬元。

渠道五：電力現(xiàn)貨交易。電力現(xiàn)貨交易是指發(fā)電企業(yè)等市場主體以市場化交易的形式提供電力服務(wù)的交易機制，當(dāng)前南方區(qū)域電力市場已經(jīng)啟動試運行，相關(guān)政策已明確將適時引入儲能等市場主體參與綠色電力交易。工商業(yè)儲能系統(tǒng)因容量較小的原因難以滿足電力交易市場中買方對于一次性調(diào)用量的需求，可通過虛擬電廠（VPP）以聚合方式參與電力市場交易。

收入測算：假設(shè)每日參與一次電力現(xiàn)貨交易，交易量為單次充放電電量差，結(jié)算價格取0.5元/kWh，第一年電力現(xiàn)貨交易收入為14.47萬元。

渠道六：電力輔助服務(wù)。除正常電能生產(chǎn)、輸送和使用外，為維護(hù)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行并保證電能質(zhì)量，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶所提供的服務(wù)。

收入測算：以工商業(yè)儲能調(diào)頻服務(wù)為代表進(jìn)行測算，假設(shè)調(diào)頻服務(wù)單位收入0.75元/kWh，年參與調(diào)頻300次，第一年電力輔助服務(wù)收入33.99萬元。

測算結(jié)果：度電成本（LCOE）是對儲能項目全生命周期內(nèi)投入和處理電量進(jìn)行平準(zhǔn)化計算得到的儲能成本，經(jīng)測算，本項目LCOE為0.68元/kWh，綜合考慮后，取0.7元/kWh為峰谷套利盈虧平衡點較為合適。

LCOE計算公式：

度電成本=總投資成本/總處理電量；

總投資成本=初始投資+利息+運維費用+項目管理費-殘值，計算出其現(xiàn)值為1896.42萬元；

總處理電量=日單次處理電量*2*300

敏感性分析：在僅考慮峰谷套利收入的情況下，當(dāng)每度尖/峰谷電價差為0.9819/0.6197元，投資成本為1.8元/Wh時，工商業(yè)儲能項目IRR達(dá)9.36%，在全國范圍內(nèi)峰谷價差持續(xù)拉大和儲能投資成本不斷下降的趨勢下，有望將IRR提升至20%以上，工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性愈發(fā)明顯。

工業(yè)活動發(fā)達(dá)、峰谷電價差大，浙江工商業(yè)儲能項目投資積極性高。2023年1月，浙江省備案儲能項目26個，其中儲能建設(shè)項目16個，以工商業(yè)用戶側(cè)儲能項目為主，總規(guī)模約68.82MW/385.39MWh，涉及投資金額約6.8億元，儲能時長配置以2小時為主。