工商業(yè)儲(chǔ)能行業(yè)深度解析

據(jù)中國(guó)化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)最新國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，2023年1-6 月累計(jì)裝機(jī) 8.7GW/19.4GWh，在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型背景下，新型儲(chǔ)能裝機(jī)容量屢創(chuàng)新高，市場(chǎng)供需兩旺，為儲(chǔ)能廠商及能源投資機(jī)構(gòu)創(chuàng)造了良好的市場(chǎng)環(huán)境和發(fā)展機(jī)遇。值得一提的是，雖然今年大型儲(chǔ)能仍占裝機(jī)鰲頭，但從細(xì)分市場(chǎng)來看，工商業(yè)儲(chǔ)能已華麗出圈。

數(shù)據(jù)表明，2022年工商業(yè)儲(chǔ)能并網(wǎng)規(guī)模僅為0.78GW，而中信證券預(yù)計(jì)2023年國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)達(dá)5GWh。我們撇開數(shù)據(jù)不談，單從政策、備案項(xiàng)目及市場(chǎng)活躍程度等多個(gè)層面分析來看，工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目部署將會(huì)再上一個(gè)新臺(tái)階。

1.1 工商業(yè)儲(chǔ)能是指在工業(yè)或商業(yè)終端使用的儲(chǔ)能系統(tǒng)

根據(jù)應(yīng)用場(chǎng)景的不同，電化學(xué)儲(chǔ)能可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。用戶側(cè)可細(xì)分為工商業(yè)和戶用兩個(gè)場(chǎng)景。根據(jù)終端用戶處于電表前后的相對(duì)位置，可分為表前、表后兩側(cè)。

工商業(yè)儲(chǔ)能是指在工業(yè)或商業(yè)終端使用的儲(chǔ)能系統(tǒng)。以浙江海寧 10MW/20MWh 用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目為例。2022 年 8 月，晶科能源在海寧工業(yè)廠區(qū)建成 10MW/20MWh 儲(chǔ)能電站。儲(chǔ)能電站系統(tǒng)主要構(gòu)成包括：電池系統(tǒng)、儲(chǔ)能變流器、消防系統(tǒng)、升壓系統(tǒng)、配電系統(tǒng)、EMS 系統(tǒng)等。電池系統(tǒng)采用儲(chǔ)能電站主流的磷酸鐵鋰電池，壽命長(zhǎng)、自放電率低、安全可靠。目前該項(xiàng)目已入選浙江省“十四五”第一批新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目名單。

1.2 國(guó)內(nèi)外裝機(jī)現(xiàn)狀：國(guó)外用戶側(cè)以戶用為主，國(guó)內(nèi)為工商業(yè)的天下

中國(guó)：用戶側(cè)場(chǎng)景絕大多數(shù)為工商業(yè)儲(chǔ)能

根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能聯(lián)盟《儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究白皮書 2023》統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，從累計(jì)裝機(jī)量來看，2022 年中國(guó)新型儲(chǔ)能累計(jì)投運(yùn)項(xiàng)目裝機(jī)突破 10GW，規(guī)模達(dá) 13.1GW/27.1GWh，功率規(guī)模同比增加128%，能量規(guī)模同比增加141%。從新增裝機(jī)量來看，2022 全年新增投運(yùn)新型儲(chǔ)能項(xiàng)目規(guī)模達(dá) 7.3GW/15.9GWh，功率規(guī)模同比高增200%以上，能量規(guī)模同比高增 280%。中關(guān)村儲(chǔ)能聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，2019 年起用戶側(cè)的裝機(jī)量呈現(xiàn)持續(xù)增長(zhǎng)的趨勢(shì)，2020、2021 年用戶側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)增速分別為 31.1%、29.2%，2022 年前三季度用戶側(cè)儲(chǔ)能的裝機(jī)量為 149MW。據(jù)儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示 2022 年工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)占比為 10%，結(jié)合中關(guān)村儲(chǔ)能聯(lián)盟統(tǒng)計(jì)的 2022 年儲(chǔ)能裝機(jī)數(shù)據(jù)，可以預(yù)估2022 年工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)大致為 730MW，同比增長(zhǎng) 32.7%。

值得注意的是，2022 年前三季度用戶側(cè)占比為 15%，預(yù)計(jì) 2022 年用戶側(cè)占比為10%，用戶側(cè)裝機(jī)占比呈現(xiàn)逐年下降的趨勢(shì)，表明用戶側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)增速低于中國(guó)整體裝機(jī)增速。2023 年Q1 用戶側(cè)并網(wǎng)容量?jī)H占全體并網(wǎng)容量的 1%。主要原因是中國(guó)的電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)項(xiàng)目容量大、增速快，而用戶側(cè)儲(chǔ)能單個(gè)項(xiàng)目容量較小，因此增速和占比表現(xiàn)并不突出。此外，有相當(dāng)多工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目由于其規(guī)模較小，未進(jìn)行公開招投標(biāo)或備案流程，因此統(tǒng)計(jì)口徑存在一定缺失。

美國(guó)：規(guī)模保持相對(duì)穩(wěn)定

美國(guó)作為 2021 年全球儲(chǔ)能市場(chǎng)市占率最高的國(guó)家，主要儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景為表前大儲(chǔ)。據(jù)Wood Mackenzie統(tǒng)計(jì)，分年度來看，2022 年美國(guó)全年工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)量約 354GWh，同比增長(zhǎng) 12%。分季度來看，2022年一季度單季度裝機(jī)達(dá) 142MWh，高漲 144%，創(chuàng)歷史新高。2021 年底和 2022 年初的高漲，主要來源于紐約州的大量部署。但 2022 下半年以來，工商業(yè)增速放緩甚至出現(xiàn)負(fù)增速。2022 年第二季度美國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)大幅下降至 26.3MW/59.4MWh，同比+2%，主要由于成本價(jià)格上漲以及供應(yīng)鏈采購等問題，導(dǎo)致工商業(yè)儲(chǔ)能季度裝機(jī)的大幅下降。2022 年第三季度裝機(jī)量為 26.6MW/52.6MWh，容量同比下降 31%，主要原因是由于紐約州部署的大幅下降，以及其他州工商業(yè)需求尚未有明顯提升，因此 2022 下半年工商業(yè)增速放緩。2022 年第四季度裝機(jī)量為 48MW/96MWh，容量同比下降 18%，環(huán)比增加 78%，容量環(huán)比有所修復(fù)，主要系紐約州裝機(jī)恢復(fù)。

整體來看，美國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能政策驅(qū)動(dòng)性強(qiáng)，隨著美國(guó)聯(lián)邦政府以及州政府儲(chǔ)能相關(guān)利好政策（例如：ITC等）的推進(jìn)，工商業(yè)儲(chǔ)能將整體保持增長(zhǎng)趨勢(shì)。

歐洲：工商業(yè)增速不俗，絕對(duì)量相比戶用仍屬小眾

歐洲市場(chǎng)占據(jù)全球儲(chǔ)能市場(chǎng)的重要部分，歐洲的戶用儲(chǔ)能領(lǐng)跑全球儲(chǔ)能市場(chǎng)。歐洲戶用儲(chǔ)能裝機(jī)量在2021 年保持了高速增長(zhǎng)，而工商業(yè)儲(chǔ)能同樣呈現(xiàn)出較高的增速。根據(jù)歐洲儲(chǔ)能協(xié)會(huì)（EASE）數(shù)據(jù)，2021年歐洲工商業(yè)儲(chǔ)能新增 229MWh，同比增速超過 50%，但絕對(duì)量相比戶用儲(chǔ)能仍屬于小眾。

1.3 如何觀察工商業(yè)儲(chǔ)能需求？備案比招標(biāo)更加合適

工商業(yè)項(xiàng)目開展的整體流程包括前期跟蹤、項(xiàng)目交付等流程，流程整體時(shí)間共計(jì)約8-9 個(gè)月。在大多數(shù)地區(qū)需同步或提前在發(fā)改委、電網(wǎng)公司、消防、環(huán)保等主管部門等進(jìn)行備案，以取得項(xiàng)目執(zhí)行條件。

可以發(fā)現(xiàn)，相較于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)的大型儲(chǔ)能項(xiàng)目，工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目流程中并沒有強(qiáng)制招標(biāo)要求，項(xiàng)目通過備案即可。根據(jù)《中華人民共和國(guó)招投標(biāo)法》規(guī)定，項(xiàng)目金額大于 200 萬元以上強(qiáng)制要求招標(biāo)，200萬元之下則沒有強(qiáng)制規(guī)定，對(duì)應(yīng)約 1MWh 以下規(guī)模的工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目并不強(qiáng)制要求招標(biāo)。因此，備案量更能反映工商業(yè)儲(chǔ)能需求，而招標(biāo)口徑則相對(duì)不適合。

根據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2022 年 8 月-12 月，用戶側(cè)中標(biāo)項(xiàng)目容量?jī)H為 122.2MW/444.9MWh，包含長(zhǎng)強(qiáng)鋼鐵25.2MW/243.3MWh 的用戶側(cè)鉛碳項(xiàng)目。相比之下，備案數(shù)據(jù)則顯示，僅浙江省11 月單月用戶側(cè)儲(chǔ)能備案項(xiàng)目總量高達(dá)26 個(gè)，總?cè)萘恳堰_(dá)到 146.93MW/431.68MWh。由此可見，用戶側(cè)項(xiàng)目的備案量遠(yuǎn)大于中標(biāo)量，備案口徑更適合用來觀察工商業(yè)儲(chǔ)能需求。

1.4 統(tǒng)計(jì)分析：工業(yè)園區(qū)占國(guó)內(nèi)用戶側(cè)絕對(duì)主流、業(yè)主自投成為趨勢(shì)、項(xiàng)目規(guī)模通常小于 10MWh

應(yīng)用場(chǎng)景：工業(yè)工廠配儲(chǔ)為主

工商業(yè)儲(chǔ)能的應(yīng)用場(chǎng)景包括，工業(yè)園區(qū)、充換電、港口岸電、數(shù)據(jù)中心、配電站、礦場(chǎng)等，目前工業(yè)園區(qū)是主要應(yīng)用場(chǎng)景。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)。根據(jù) CNESA 統(tǒng)計(jì)，2021 年中國(guó)新增投運(yùn)的新型儲(chǔ)能中，用戶側(cè)約占 24%。中國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能以工商業(yè)、產(chǎn)業(yè)園、充電樁、港口岸電等為主。綜合而言，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)。

投資方類型：業(yè)主自投項(xiàng)目數(shù)量為主

工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的建設(shè)單位主要分為兩類，第三方能源公司（電力、電網(wǎng)公司）、業(yè)主自投（各個(gè)電力用戶）。據(jù)統(tǒng)計(jì)，浙江省 2022 年 11 月備案的用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目共 26 個(gè)，占儲(chǔ)能備案總項(xiàng)目的93%。用戶側(cè)儲(chǔ)能規(guī)模達(dá) 146.93MW/431.68MWh，其中普星燃機(jī)熱電公司 55MW/340MWh 儲(chǔ)熱項(xiàng)目為單體最大的儲(chǔ)能項(xiàng)目。由此可見，用戶側(cè)儲(chǔ)能場(chǎng)景已成為浙江省儲(chǔ)能備案項(xiàng)目的主要類型。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，廣東省 2022 年度備案的用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目中，承擔(dān)項(xiàng)目數(shù)量前三位的建設(shè)單位分別為：廣東電網(wǎng)能源投資有限公司（16 項(xiàng)/67.9MWh）、廣東電網(wǎng)東莞供電局（6 項(xiàng)/1.5MWh）、廣州指揮用電與城市照明技術(shù)有限公司（5 項(xiàng)/46.5MWh）。整體來看，工商業(yè)項(xiàng)目建設(shè)單位中能源公司占據(jù) 26 個(gè)項(xiàng)目，總?cè)萘?115.5MWh。相比之下，建設(shè)單位為業(yè)主企業(yè)的項(xiàng)目占據(jù)多數(shù)，約 61 個(gè)項(xiàng)目，總?cè)萘考s 433.7MWh。由此可見，工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的建設(shè)單位中，能源公司傾向于集中統(tǒng)籌建設(shè)工商業(yè)項(xiàng)目，但總體容量不大。相比之下，業(yè)主建設(shè)的項(xiàng)目數(shù)量更多。

規(guī)模分布：多數(shù)項(xiàng)目低于 2MW

以廣東省 2022 年備案項(xiàng)目進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，單個(gè)項(xiàng)目規(guī)模分布在 0.05kW-30MW之間，多數(shù)項(xiàng)目規(guī)模低于1.6MW，占比 58.6%，部分項(xiàng)目大于 4MW，占比 12.6%；用戶側(cè)項(xiàng)目的平均規(guī)模為2.2MW。

單位造價(jià)：集中在 1.75-2 元/Wh

據(jù)統(tǒng)計(jì)，單個(gè)項(xiàng)目單價(jià)集中在 2 元/Wh 左右，1.75-2.5 元/Wh 的項(xiàng)目占比 69.0%，部分項(xiàng)目?jī)r(jià)格高于3.5元/Wh，占比 14.9%，最高單價(jià)達(dá)到了 10 元/Wh。用戶側(cè)項(xiàng)目均價(jià)為 2.4 元/Wh?？梢钥闯?，用戶側(cè)項(xiàng)目?jī)r(jià)格區(qū)間較寬，高價(jià)項(xiàng)目推高了平均價(jià)格，大部分項(xiàng)目仍集中在 1.75-2 元/Wh 的單價(jià)。

2.1 工商業(yè)儲(chǔ)能的盈利模式——以峰谷套利為主

分時(shí)電價(jià)的存在使得峰谷套利成為可能

我國(guó)對(duì)工商業(yè)用電實(shí)行分時(shí)電價(jià)制度，峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制是基于價(jià)格的有效需求響應(yīng)方式之一，將一天劃分為高峰、平段、低谷等時(shí)段，分別進(jìn)行計(jì)價(jià)。實(shí)行分時(shí)電價(jià)能夠引導(dǎo)電力用戶優(yōu)化調(diào)整用電負(fù)荷，削峰填谷，從而促進(jìn)新能源消納，以及保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。以國(guó)網(wǎng)江蘇電力公司《關(guān)于2023 年1 月代理購電工商業(yè)用戶電價(jià)的公告》為例，分時(shí)電價(jià)的適用范圍為大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)及其他用電用戶。其中，依電壓等級(jí)不同，大工業(yè)用電和一般工商業(yè)的電度用電價(jià)格分別分為 5 檔和 4 檔。而電度用電價(jià)格=代理購電價(jià)格+電度輸配電價(jià)+政府性基金及附加，電壓等級(jí)越高，輸配電價(jià)越低。電度用電價(jià)格同時(shí)也是各電壓等級(jí)工商業(yè)用戶的平時(shí)段電價(jià)，高峰時(shí)段、低谷時(shí)段則分別在平時(shí)段電價(jià)上浮、下浮一定比例形成。

仍以江蘇省為例，根據(jù)《省發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完分電價(jià)機(jī)制有關(guān)事項(xiàng)的通知》，該省時(shí)段劃分為：高峰時(shí)段 8:00-11:00、17:00-22:00；平時(shí)段 11:00-17:00、22:00-24:00；低谷時(shí)段 0:00-8:00。浮動(dòng)比例為：大工業(yè)用電高峰、低谷分別在平段電價(jià)上浮、下浮 71.96%、58.15%；普通工業(yè)用電高峰、低谷電價(jià)分別在平段電價(jià)上浮、下浮 67.19%、54.82%。此外，在日最低氣溫達(dá)到或低于-3℃時(shí)，對(duì) 315kVA 及以上的大工業(yè)用電執(zhí)行冬季尖峰電價(jià)機(jī)制，在 9:00-11:00 和 18:00-20:00 的電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上再上浮20%。

以 1-10kV 大工業(yè)用電為例，執(zhí)行尖峰電價(jià)時(shí) 0-24 點(diǎn)依次為低谷、高峰、尖峰、平段、高峰、尖峰、高峰、平段、低谷?？刹捎靡怀湟环牛騼沙鋬煞诺姆骞忍桌呗?，具體為：（1）一充一放，即 0-8 點(diǎn)低谷時(shí)段充電，在 8-11 點(diǎn)高峰時(shí)段（或 9-11 點(diǎn)尖峰時(shí)段）放電，利用了峰谷（或尖谷）價(jià)差，分別為 0.8581 元/kWh（峰谷價(jià)差）或 1.0849 元/kWh（尖谷價(jià)差）（2）兩充兩放，除了上述一充一放外，再在 11-17 點(diǎn)平時(shí)段充電，然后在17-22 點(diǎn)高峰時(shí)段（或18-20點(diǎn)尖峰時(shí)段）放電，可利用 0.4746 元/kWh 的峰平價(jià)差，或 0.7014 元/kWh 的尖平價(jià)差。

工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展的有利因素：需求側(cè)響應(yīng)和補(bǔ)貼政策

（1）需求側(cè)響應(yīng)：可類比獨(dú)立儲(chǔ)能電站的調(diào)峰補(bǔ)償收益。

需求側(cè)響應(yīng)是是通過市場(chǎng)化激勵(lì)機(jī)制，引導(dǎo)電力客戶在約定時(shí)間內(nèi)短時(shí)優(yōu)化用電負(fù)荷，有效實(shí)現(xiàn)削峰填谷，緩解電力供需矛盾，增強(qiáng)電力應(yīng)急調(diào)節(jié)能力的行為。參與需求側(cè)響應(yīng)的用戶能按照政策規(guī)定和約定的響應(yīng)方式獲取額外補(bǔ)貼。從補(bǔ)償方式看，有的省份按照固定式補(bǔ)償，有的省份已開始采取電力、電量、容量競(jìng)價(jià)等市場(chǎng)化方式。目前，在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)全面開放的大背景下，2022 年以來天津、廣東、重慶、福建、山東、寧夏等十余個(gè)省市相繼公布了電力需求響應(yīng)工作方案。

廣東省補(bǔ)貼額較高，日前邀約可達(dá) 3.5 元/kWh，可終端負(fù)荷可達(dá) 5 元/kWh，且可組成虛擬電廠集群響應(yīng)。從資金來源看，廣東省需求側(cè)響應(yīng)資金來源包括電力用戶分?jǐn)?、現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)電側(cè)考核及返還費(fèi)用等資金。其中占大部分的日前需求響應(yīng)邀約交易和可中斷負(fù)荷交易收益由全省電力用戶按月度實(shí)際用電量比例分?jǐn)?。由于?fù)荷高峰期實(shí)施需求側(cè)響應(yīng)能夠削減負(fù)荷峰值，保障電網(wǎng)安全，其好處由全體電力用戶共同享受，因此需求側(cè)響應(yīng)資金由全體電力用戶分?jǐn)傮w現(xiàn)了“誰受益、誰出資”的精神。

（2）儲(chǔ)能補(bǔ)貼：個(gè)別地方政府有少量補(bǔ)貼，規(guī)模通常不大

與光伏、風(fēng)電等新能源不同，補(bǔ)貼不是國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能政策工具箱中的常規(guī)選項(xiàng)，從一開始我國(guó)更多的是通過機(jī)制創(chuàng)新來促進(jìn)儲(chǔ)能發(fā)展，而不是讓儲(chǔ)能依賴補(bǔ)貼生存。但在地市、區(qū)縣級(jí)政府，仍有少量地區(qū)存在儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策。

廣東、江蘇、浙江是儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策較多的省份，但目前為止出臺(tái)政策的層級(jí)多為區(qū)縣級(jí)，通常為經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)、高新區(qū)為鼓勵(lì)分布式光伏開發(fā)而設(shè)的附屬政策。主流的補(bǔ)貼方式分按放電量補(bǔ)貼每度電和按裝機(jī)容量補(bǔ)貼初裝費(fèi)用兩種，但通常設(shè)置補(bǔ)貼額度上限，多為百萬元量級(jí)。因此，補(bǔ)貼不是工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展的主要刺激因素，不過若當(dāng)?shù)赜姓咧С?，補(bǔ)貼仍可顯著提高工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。

其他盈利模式：動(dòng)態(tài)增容、自發(fā)自用，以及保障供電

（1）動(dòng)態(tài)增容：削減最大需量可減少基本電費(fèi)

工商業(yè)企業(yè)繳納電費(fèi)組成一般為：基本電費(fèi)+電度電費(fèi)+力調(diào)電費(fèi)+附加費(fèi)。其中電度電費(fèi)按實(shí)際所用電量繳納，價(jià)格按分時(shí)電價(jià)收取。力調(diào)電費(fèi)與用戶的功率因數(shù)有關(guān)，一般要求功率因數(shù)cosφ>0.9，否則將被收取一定費(fèi)用。附加費(fèi)通常為一個(gè)固定值，與技術(shù)手段無關(guān)?；倦娰M(fèi)是反映用戶用電容量的費(fèi)用，一般有兩種收取方式，一種為容量計(jì)費(fèi)，另一種為需量計(jì)費(fèi)。除繳納電量電費(fèi)外，往往還要視用電容量繳納容量電費(fèi)，容量電費(fèi)以用戶裝設(shè)變壓器（kVA）容量收取，需量計(jì)費(fèi)則以用戶當(dāng)月最高用電負(fù)荷（kW）收取。配置儲(chǔ)能后，容量電費(fèi)不變，但需量電費(fèi)由于高峰負(fù)荷降低、變壓器負(fù)荷率降低而減少。若用戶此前采用容量計(jì)費(fèi)法比需量計(jì)費(fèi)法經(jīng)濟(jì)，則配置儲(chǔ)能后可以削減用戶的高峰負(fù)荷，從而可以換用需量計(jì)費(fèi)法（在有效負(fù)荷較低時(shí)更經(jīng)濟(jì)）。若用戶此前已采用需量計(jì)費(fèi)法，則配置儲(chǔ)能直接減少高峰負(fù)荷，從而減少了基本電費(fèi)。

假設(shè)某地區(qū)容量計(jì)費(fèi)單價(jià)為 24 元/kVA/月，需量單價(jià)為 31 元/kW/月，若一座工廠裝設(shè)有1000kVA的變壓器，負(fù)荷率為 80%，則按容量計(jì)費(fèi)時(shí)，基本電費(fèi)為 1000×24=24000 元/月，按需量計(jì)費(fèi)時(shí)，基本電費(fèi)為1000×80%×31=24800 元/月，此時(shí)采用容量計(jì)費(fèi)法更加經(jīng)濟(jì)。若配置 200kW×2h 的儲(chǔ)能，實(shí)際負(fù)荷削減200kW，負(fù)荷率降低到 60%，此時(shí)容量計(jì)費(fèi)法仍為 24000 元/月，而需量計(jì)費(fèi)法則降低到600×31=18600元/ 月，此時(shí)采用需量計(jì)費(fèi)法更加經(jīng)濟(jì)。

（2）自發(fā)自用：分布式光伏配儲(chǔ)成為趨勢(shì)，自發(fā)自用提高經(jīng)濟(jì)性

自從 2021 年 11 月山東省棗莊市印發(fā)《棗莊市分布式光伏建設(shè)規(guī)范（試行）》要求分布式光伏配儲(chǔ)以來，分布式配儲(chǔ)政策也蔚然成風(fēng)，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，目前共有江蘇昆山、浙江諸暨、江蘇蘇州、山東棗莊以及河北等5 地對(duì)分布式光伏配建儲(chǔ)能設(shè)施提出了明確要求。

在分布式光伏消納有壓力時(shí)，配置儲(chǔ)能可消納這部分電量，或供工商業(yè)企業(yè)自己使用，以提升“光伏+儲(chǔ)能”收益率。

（3）保障供電、提升電能質(zhì)量

工商業(yè)配儲(chǔ)還可以提升電能質(zhì)量，并在供電不穩(wěn)定時(shí)防止停電，2020、2021 年我國(guó)用電緊張，多地不得不開展有序用電，工商業(yè)用電首當(dāng)其沖。但在我國(guó)，由于電網(wǎng)基建等問題引起的停電發(fā)生概率較低，停電多為主動(dòng)安排有序用電引起，停電時(shí)間通常在一天左右，這種情況下，配儲(chǔ)用以保障生產(chǎn)意義不大（因?yàn)閮?chǔ)能需配置足夠一天使用的時(shí)長(zhǎng)）。隨著直流充電樁等大功率快速充電樁的普及，充電時(shí)對(duì)電網(wǎng)的擾動(dòng)增大，預(yù)計(jì)充（換）電站將帶來較大的儲(chǔ)能需求。

2.2 發(fā)電、用電逐步入市，峰谷價(jià)差拉大是電價(jià)市場(chǎng)化的反映

用電端：政策直接拉大峰谷價(jià)差

2021 年 8 月國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1093 號(hào)）。文件最重要的內(nèi)容是確定了拉大峰谷價(jià)差的政策方向。文中規(guī)定，上年或當(dāng)年預(yù)計(jì)最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1。此外，建立尖峰電價(jià)機(jī)制，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于 20%。還強(qiáng)調(diào)科學(xué)劃分峰谷時(shí)段等。

1093 號(hào)文成為工商業(yè)儲(chǔ)能啟動(dòng)的序幕，此前雖也有分時(shí)電價(jià)政策，但執(zhí)行力度不夠，且峰谷價(jià)差達(dá)不到足夠水平。該文印發(fā)后，各省紛紛推出各自的分時(shí)電價(jià)政策。

發(fā)電端：煤電全部入市，上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)范圍拉大到±20%

緊接分時(shí)電價(jià)政策，2021 年 10 月國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439 號(hào)），明確燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，并且規(guī)定將燃煤發(fā)電市場(chǎng)交易價(jià)格浮動(dòng)范圍由現(xiàn)行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴(kuò)大為上下浮動(dòng)原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮 20%限制。電力現(xiàn)貨價(jià)格不受上述幅度限制。

上網(wǎng)電價(jià)的浮動(dòng)范圍拉大為用戶電價(jià)的浮動(dòng)范圍拉大提供了基礎(chǔ)。

電網(wǎng)端：代理購電成為全面市場(chǎng)化的序幕，代理購電價(jià)是觀察工商業(yè)電價(jià)水平的窗口

1439 號(hào)文是電力全面市場(chǎng)化的先聲，為銜接尚未入市的發(fā)、用電量（主要是用電量），文中提出推動(dòng)工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場(chǎng)，對(duì)暫未直接從電力市場(chǎng)購電的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，代理購電價(jià)格主要通過場(chǎng)內(nèi)集中競(jìng)價(jià)或競(jìng)爭(zhēng)性招標(biāo)方式形成。

目前，電力用戶參與市場(chǎng)大致有三種途徑：直接參與交易、售電公司代理以及由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。在市場(chǎng)化推進(jìn)的過程中，代理購電是目前大多數(shù)工商業(yè)用戶參與電力市場(chǎng)的方式。電網(wǎng)企業(yè)按月對(duì)代理用戶的用電量進(jìn)行預(yù)測(cè)，并在市場(chǎng)中按照市場(chǎng)交易價(jià)格采購電量，進(jìn)而形成平均上網(wǎng)電價(jià)，因此電網(wǎng)企業(yè)代理購電價(jià)是由市場(chǎng)決定的，而代理購電價(jià)則可用來觀察大多數(shù)工商業(yè)用戶的電價(jià)情況。

從電量方面來看，據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，2022 年，全國(guó)工商業(yè)代理購電量 6753.21 億千瓦時(shí)，其中優(yōu)先上網(wǎng)電量 3342.78 億千瓦時(shí)，市場(chǎng)化采購電量 3309.77 億千瓦時(shí)，各占總代理購電量的50%。其中以廣東、山東、江蘇、浙江四省工商業(yè)代理購電量最多，顯著超過其他各省，因此也是工商業(yè)用電量大、電價(jià)市場(chǎng)化程度高的省份。

執(zhí)行代理購電的工商業(yè)用戶，按代理購電用戶電價(jià)疊加分時(shí)電價(jià)、容（需）量電價(jià)等價(jià)格之后支付電費(fèi)。其中，代理購電用戶電價(jià)=（代理購電價(jià)格+輸配電價(jià)+政府性基金及附加）。

各省電網(wǎng)公司每月初公布當(dāng)月代理購電價(jià)，其中主要是代理購電價(jià)格會(huì)隨著市場(chǎng)情況波動(dòng)，運(yùn)行一年來，各省代理購電價(jià)格均有不同程度上漲。

有數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)的 33 ?。▍^(qū)）中，共計(jì) 24 個(gè)省（區(qū)）出現(xiàn)上漲，其中湖南上漲幅度最大，達(dá)到31.2%，其次為山西、重慶、貴州、廣西等，平均漲幅約 10.3%。共計(jì) 9 個(gè)?。▍^(qū)）代理購電價(jià)下降或持平。而代理購電價(jià)是峰谷電價(jià)浮動(dòng)的基準(zhǔn)，代理購電價(jià)的上漲會(huì)導(dǎo)致峰谷電價(jià)差的拉大。

工商業(yè)用電全面入市，電力市場(chǎng)化提速

2023 年 1 月 10 日，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電的通知》，文中提出：鼓勵(lì)支持10 千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場(chǎng)，逐步縮小代理購電用戶范圍。優(yōu)化代理購電市場(chǎng)化采購方式，完善集中競(jìng)價(jià)交易和掛牌交易制度，規(guī)范掛牌交易價(jià)格形成機(jī)制。電網(wǎng)企業(yè)代理購電作為工商業(yè)用戶全面參與市場(chǎng)交易前的過渡措施，將逐漸退出歷史舞臺(tái)。

2.3 峰谷價(jià)差分析：浮動(dòng)范圍擴(kuò)大、時(shí)段劃分增加、電價(jià)組成更加復(fù)雜

各省峰谷價(jià)差拉大，達(dá)到 0.7 元/kWh 經(jīng)濟(jì)性閾值的省份越來越多

各省電網(wǎng)公司每月初公布的代理購電價(jià)包含平段電價(jià)以及峰、谷電價(jià)，因此可以方便地觀察各省峰谷價(jià)差變化情況。根據(jù) 2023 年 6 月各省公布的電網(wǎng)代理購電價(jià)情況，全國(guó)峰谷價(jià)差最大的?。▍^(qū)）為廣東，價(jià)差高達(dá) 1.347 元/kWh。約有 14 個(gè)?。▍^(qū)）的最高電價(jià)差高于 0.7 元/kWh。

平均來看，據(jù) CNESA 統(tǒng)計(jì)，2022 年各省全國(guó)代購電價(jià)（一般工商業(yè)）中，全年平均峰谷價(jià)差排名前三的省份為廣東（1.259 元/kWh，珠三角五市）、海南（1.070 元/kWh）、浙江（0.978 元/kWh）。全國(guó)各省平均峰谷價(jià)差為 0.704 元/kWh，有 16 個(gè)地區(qū)全年最大峰谷價(jià)差高于 0.7 元/kWh。

動(dòng)態(tài)來看，各省的峰谷價(jià)差變化趨勢(shì)可分為兩種。第一種，以廣東、浙江、湖北省等為例，最大峰谷價(jià)差基本處于 0.8 元/kWh 的高位，2022 年全年電價(jià)差并未出現(xiàn)明顯的增長(zhǎng)趨勢(shì)。第二種，以河南、安徽、黑龍江、廣西等地為例，電價(jià)差出現(xiàn)一定程度的擴(kuò)大，由年初 0.7 元/kWh 的電價(jià)差，提升至年底0.9 元/kWh 左右。整體來看，最大電價(jià)差超過 0.7 元/kWh 的地區(qū)增多。

分時(shí)電度用電價(jià)格由代理購電價(jià)格乘以峰谷浮動(dòng)范圍形成，因此代理購電價(jià)格基數(shù)的上漲、浮動(dòng)系統(tǒng)的增大，都有助于峰谷價(jià)差的拉大。

電價(jià)劃分時(shí)段增多，允許一天內(nèi)多次充放套利

1093 號(hào)文提出建立尖峰電價(jià)機(jī)制，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%，并可以參照尖峰電價(jià)機(jī)制建立深谷電價(jià)機(jī)制。因此分時(shí)電價(jià)曲線可存在 5 種價(jià)格水平：平段、高峰、低谷、尖峰、深谷。尖峰、深谷分別在高峰、低谷的電價(jià)基礎(chǔ)上上浮或下降。若一天中設(shè)置多個(gè)峰段、谷段，配合尖峰、深谷電價(jià)，有可能一天中實(shí)現(xiàn)多個(gè)峰-谷充放電循環(huán)，從而提高經(jīng)濟(jì)性。目前大多數(shù)省份支持“凌晨充、上午放；午間充、下午放”，每日兩充兩放的運(yùn)行策略，多次充放套利客觀上也有利于減小電網(wǎng)尖峰、低谷時(shí)的調(diào)峰壓力。

根據(jù)目前各省峰谷電價(jià)曲線情況，實(shí)施的套利策略主要可分為三種：一充一放、兩充兩放（一個(gè)峰谷差一個(gè)峰平差）、兩充兩放（兩個(gè)完整的峰谷差）。

（1）一充一放

以山東省為例，2022 年 11 月上東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，將原有峰谷上下浮動(dòng) 50%的比例，調(diào)整至高峰低谷上下浮動(dòng) 70%，尖峰時(shí)段上浮 100%，深谷時(shí)段下浮90%（代理購電價(jià)格和容量補(bǔ)償電價(jià)參與浮動(dòng)，輸配電價(jià)、政府性基金及附加、損益電價(jià)等不參與浮動(dòng)）。根據(jù)11 月30日山東省電力公司發(fā)布《關(guān)于 2023 年工商業(yè)分時(shí)電價(jià)公告》，冬季（12 月、1 月）峰谷時(shí)段劃分為：谷時(shí)段為10:00 至 16:00，其中深谷時(shí)段為 12:00 至 14:00；峰時(shí)段為 16:00 至 22:00，尖峰時(shí)段為16:00 至19:00，其余為平時(shí)段。由于一天中只有一個(gè)峰時(shí)段（包括尖峰時(shí)段）、一個(gè)谷時(shí)段（包括深谷時(shí)段），因此盡管山東尖峰深谷價(jià)差可達(dá) 4.86:1（35kV 兩部制情況下），但一天內(nèi)只能進(jìn)行一個(gè)充放電循環(huán)。

值得注意的是，2022 年 12 月國(guó)家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于做好 2023 年電力中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作的通知》指出交易時(shí)段數(shù)量由 3—5 段增加至 5 段以上，由此表明，在未來的日度電價(jià)曲線中可能會(huì)出現(xiàn)多個(gè)高峰低谷，更有利于通過峰谷價(jià)差套利獲取收益。

（2）兩充兩放

根據(jù)時(shí)段劃分設(shè)置，又可分為每天利用一個(gè)峰谷差、一個(gè)峰平差，和每天利用兩個(gè)峰谷差兩種模式。以廣東為例，0:00-8:00 為谷段、8:00-10:00 為平段、10:00-12:00 為峰段（7-9 月 11:00-12:00 為尖峰段）、12:00-14:00 為平段、14:00-19:00 為峰段（其中 7-9 月份 15:00-17:00 為尖峰段）、19:00-24:00 為平段。一天可進(jìn)行兩充兩放，策略為凌晨充電、上午峰段放電，利用了一個(gè)峰谷差；中午充電、下午峰段放電，利用了一個(gè)峰平差。大多數(shù)省份均為如此設(shè)置。

第二種以浙江等地區(qū)為代表， 2021 年 9 月浙江省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善我省分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，明確對(duì)全年大工業(yè)電價(jià)峰谷時(shí)段進(jìn)行調(diào)整，尖峰：9:00-11:00，15:00-17:00；高峰：8:00-9:00，13:00-15:00，17:00-22:00；低谷：11:00-13:00，22:00-次日 8:00。每日也可進(jìn)行兩充兩放，充放電策略與廣東相似，不同之處是浙江午間為谷段而非平段，因此浙江每天可以利用兩個(gè)完整的峰谷差，經(jīng)濟(jì)效益更加出色。

輔助服務(wù)、容量電價(jià)進(jìn)入浮動(dòng)范圍，進(jìn)一步拉大峰谷差

2022 年 11 月底，山東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，對(duì)工商業(yè)分時(shí)電價(jià)進(jìn)一步完善?！锻ㄖ分赋觯海?）明確執(zhí)行范圍：2023 年峰谷分時(shí)電價(jià)上下浮動(dòng)的基準(zhǔn)調(diào)整為，容量補(bǔ)償電價(jià)和代理購電價(jià)格，而配電價(jià)、政府性基金及附加、代理購電損益分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)、保障性電量新增損益分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)等并不納入浮動(dòng)基準(zhǔn)。（2）明確浮動(dòng)比例：高峰時(shí)段上浮 70%、低谷時(shí)段下浮 70%、尖峰時(shí)段上浮100%、深谷時(shí)段下浮 90%。

山東首創(chuàng)工商業(yè)容量電價(jià)（征收標(biāo)準(zhǔn) 0.0991 元/kWh），并進(jìn)入浮動(dòng)范圍，有利于進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差。全國(guó)大部分省份的電價(jià)浮動(dòng)范圍基準(zhǔn)為代理購電價(jià)格，或代理購電價(jià)+輸配電價(jià)。而江、浙、滬等省則是平段電價(jià)為基準(zhǔn)全部參與浮動(dòng)（即代理購電價(jià)、輸配電價(jià)、政府性基金及附加均上下同比例浮動(dòng)），加之三地峰谷系數(shù)設(shè)置較大，直接帶來了較大的峰谷價(jià)差。

2.4 橫向?qū)Ρ龋汗ど虡I(yè)電價(jià)/居民電價(jià)之比中國(guó)遠(yuǎn)高于歐美國(guó)家，工商業(yè)儲(chǔ)能在中國(guó)有更好的發(fā)展基礎(chǔ)

各國(guó)工商業(yè)電價(jià)對(duì)比：中國(guó)電價(jià)不屬于低價(jià)之列

中國(guó)：以廣東省（珠三角五市）為例，2023 年 6 月工商業(yè)（不滿 1kV）單一制尖峰電價(jià)1.7196 元/kWh，低谷電價(jià) 0.3302 元/kWh，峰谷價(jià)差達(dá)到 1.3894 元/kWh。據(jù)統(tǒng)計(jì)，全國(guó) 2022 年工商業(yè)平均峰谷價(jià)差已達(dá)0.704 元/kWh。美國(guó)：據(jù)美國(guó)能源署統(tǒng)計(jì)，截至 2022 年 10 月，工業(yè)平均電價(jià)為 0.57 元/kWh，商業(yè)平均電價(jià)為0.840元/kWh。歐洲：據(jù)歐洲統(tǒng)計(jì)局統(tǒng)計(jì)，2022 年上半年，歐洲 27 國(guó)非居民用戶平均電價(jià)為1.612 元/kWh. 根據(jù)國(guó)家電網(wǎng)對(duì) 2019 年世界各國(guó)工商業(yè)電價(jià)統(tǒng)計(jì)，36 個(gè)重點(diǎn)國(guó)家的工業(yè)平均電價(jià)為0.892 元/kWh。中國(guó)工商業(yè)電價(jià)為 0.635 元，與平均電價(jià)相差 0.257 元/kWh，位居中下游。歐洲電價(jià)處于高位，美國(guó)則以0.472元/kWh 的超低電價(jià)位居榜尾。相比之下，中國(guó)居民電價(jià)為 0.542 元/kWh，與 36 國(guó)平均電價(jià)1.338 元/kWh價(jià)差高達(dá) 0.796 元/kWh。由此可見，與居民用電極低的電價(jià)相比，中國(guó)工商業(yè)電價(jià)在國(guó)際上不屬于低價(jià)之列。

中國(guó)工商業(yè)電價(jià)高于居民電價(jià)，歐美則相反

美國(guó)：居民電價(jià)顯著高于工業(yè)和商業(yè)電價(jià)。居民電價(jià)最高，約 0.92-1.10 元/kWh。商業(yè)電價(jià)其次，介于0.76-0.91 元/kWh。工業(yè)電價(jià)最低 0.49-0.64 元/kWh。

歐洲：居民電價(jià)顯著高于非居民電價(jià)。2022 年由于受到俄烏沖突的影響，歐洲電價(jià)顯著增長(zhǎng)。居民電價(jià)在 1.515-1.833 元/kWh 之間；非居民電價(jià)在 1.01-1.612 之間。2022H1 環(huán)比高漲 0.35 元/kWh。

中國(guó)：以工業(yè)/居民電價(jià)之比為參考。2019 年，35 個(gè)經(jīng)濟(jì)合作與發(fā)展組織的國(guó)家的工業(yè)電價(jià)平均為居民電價(jià)的 0.65 倍。相比之下，我國(guó)工業(yè)/居民比價(jià)為 1.17 倍，在 36 個(gè)國(guó)家中位居第二位。

3.1 合同能源管理是工商業(yè)儲(chǔ)能常見的開發(fā)模式

合同能源管理（Energy Performance Contracting，EPC）是指服務(wù)商與客戶簽訂服務(wù)合同，提供項(xiàng)目融資、項(xiàng)目設(shè)計(jì)、設(shè)備采購、工程施工、設(shè)備調(diào)試等一整套業(yè)務(wù)服務(wù)，并從客戶通過節(jié)能改造后的效益中收回投資以及獲取利潤(rùn)。合同能源管理業(yè)務(wù)開展方式主要包括簽約、項(xiàng)目實(shí)施、投運(yùn)經(jīng)營(yíng)三個(gè)階段。最典型的方式是投資方提供資金，業(yè)主方提供場(chǎng)地，項(xiàng)目建成后所獲收益在投資方和業(yè)主方之間分成，通常為9:1，投資方拿走大部分，業(yè)主方雖不出資，但因提供場(chǎng)地，可分得小部分收益。

在合同能源管理模式中，投資方和業(yè)主方是分開的。對(duì)投資方：資產(chǎn)由投資方持有，同時(shí)承擔(dān)全部的風(fēng)險(xiǎn)（業(yè)主經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)、設(shè)備維護(hù)費(fèi)用等）和大部分收益，通常 90%的收益歸投資方所有。若發(fā)生業(yè)主破產(chǎn)倒閉經(jīng)營(yíng)無法繼續(xù)，或項(xiàng)目收益不及測(cè)算的風(fēng)險(xiǎn)，也都由投資方承擔(dān)；對(duì)業(yè)主方：并不持有資產(chǎn)，也不承擔(dān)風(fēng)險(xiǎn)，但通過提供場(chǎng)地能獲取少部分收益，通常分得 10%的收益。對(duì)建設(shè)方：投資方通常將設(shè)備集成調(diào)試、工程勘察建設(shè)等工作委托給專門的 EPC 總包公司，后者主要通過控制工程建設(shè)和供應(yīng)鏈成本等實(shí)現(xiàn)盈利。對(duì)設(shè)備方：主要是銷售產(chǎn)品，有時(shí)也會(huì)配合出集成方案，甚至參與部分投資。

由于工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目安裝、調(diào)試、運(yùn)營(yíng)需要在企業(yè)園區(qū)內(nèi)部進(jìn)行，但項(xiàng)目專業(yè)性較高，業(yè)主方通常不具備相應(yīng)專業(yè)人員，且主業(yè)往往和儲(chǔ)能無關(guān)，若自行投資建設(shè)，項(xiàng)目難以通過內(nèi)部審批。因此將項(xiàng)目交由專業(yè)的能源投資集團(tuán)進(jìn)行投資開發(fā)是常見的做法。目前，在廣東、浙江等地區(qū)，隨著峰谷價(jià)差的拉大，項(xiàng)目收益率提高，業(yè)主自投自建工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目可獲得 100%的收益，自行投資正變得越來越有吸引力。

3.2 收益測(cè)算：兩充兩放顯著高于一充一放，峰谷價(jià)差影響程度高于單位造價(jià)

下面對(duì)一個(gè)裝機(jī)容量 10MWh 的工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目進(jìn)行收益測(cè)算，假設(shè)業(yè)主方變壓器容量有足夠的余量供儲(chǔ)能電站充電（即無需擴(kuò)建變壓器），負(fù)荷側(cè)也有能力完全消納儲(chǔ)能電站的放電量（即放電量不上網(wǎng)，且高峰/尖峰時(shí)段套利時(shí)負(fù)荷水平足夠）。儲(chǔ)能電站采用 0.5C 倍率電池，全年預(yù)計(jì)運(yùn)行 330 天，電站設(shè)計(jì)壽命15年，期間電池循環(huán)壽命達(dá)到 5000 次時(shí)更換一次電池。此外，充電需要增加約 4 萬元/月的需量電費(fèi)，采用合同能源管理模式時(shí)由投資方承擔(dān)，峰谷套利收益在業(yè)主方與投資方之間以 1:9 的比例分成。

一充一放：可行域較窄，要求較高的峰谷價(jià)差和較低的單位投資

假設(shè) 330 天運(yùn)行日中，有 120 天（冬季、夏季）執(zhí)行尖峰電價(jià)，尖峰電價(jià)通常較高峰電價(jià)上浮20%-25%，為計(jì)算方便，考慮執(zhí)行尖峰電價(jià)時(shí)峰谷價(jià)差統(tǒng)一上升 25%（價(jià)差需減去谷電價(jià)格基數(shù)，因此上浮比例高于尖峰電價(jià)較高峰電價(jià)的上浮比例）。計(jì)算資本金 IRR 對(duì)項(xiàng)目單位投資（元/Wh）和峰谷價(jià)差（元/kWh，尖谷價(jià)差增大 25%）的敏感度。

可見在一充一放模式下，對(duì)項(xiàng)目的單位造價(jià)，項(xiàng)目所在地的峰谷價(jià)差均有較高要求，以資本金IRR≥10%作為項(xiàng)目可行性的條件，要求峰谷價(jià)差至少需達(dá)到 1 元/kWh，同時(shí)項(xiàng)目單位造價(jià)不能超過1.8 元/Wh，最好低于 1.5 元/Wh。

可見業(yè)主自投收益更高，以單位造價(jià) 1.5 元/Wh、峰谷價(jià)差 1 元/kWh 為例，采用合同能源管理模式資本金 IRR 為 6.27%，不具備可行性，而采用業(yè)主自投模式，資本金 IRR 可達(dá) 10.00%，高出3.73 個(gè)百分點(diǎn)，具備可行性。

兩充兩放：可行域大大拓展，大部分省區(qū)均具備項(xiàng)目條件

在一天中有峰、平、谷等多個(gè)時(shí)段的地區(qū)，采用兩充兩放的充放電策略能夠利用更多的峰谷差，大大提高收益，根據(jù)各省電價(jià)曲線實(shí)際情況，又可分為兩種，第一種即利用一個(gè)峰（尖）谷差和一個(gè)峰（尖）平差，廣東、江蘇、河南等大多數(shù)省份可使用這種模式。其中，執(zhí)行尖峰電價(jià)的月份（夏、冬季）每天利用一個(gè)尖谷價(jià)差、一個(gè)尖平價(jià)差；其他月份每天利用一個(gè)峰谷價(jià)差、一個(gè)峰平價(jià)差。執(zhí)行兩充兩放時(shí)，需要在第七年更換一次電池，成本可設(shè)為總成本的 60%。

（1）午間為平段，一天中利用一個(gè)峰（尖）谷差和一個(gè)峰（尖）平差

為簡(jiǎn)化計(jì)算，仍假設(shè)尖谷價(jià)差是峰谷價(jià)差的 130%，而假設(shè)尖平價(jià)差是峰谷價(jià)差的80%，峰平價(jià)差是峰谷差的 55%。

采用業(yè)主自投模式時(shí)，資本金 IRR 進(jìn)一步升高，同樣 1.5 元/Wh 的單位造價(jià)、1 元/kWh 的峰谷價(jià)差下，資本金 IRR 可達(dá) 20.02%。

（2）午間為谷段，一天中利用兩個(gè)峰（尖）谷差

此時(shí)夏季（或執(zhí)行尖峰電價(jià)的月份）一天中可利用兩個(gè)尖谷差，其他月份一天中可利用兩個(gè)峰谷差。采用合同能源管理模式時(shí)。

浙江等省由于峰谷價(jià)差較大，且午間、凌晨均設(shè)置為低谷段，每天允許利用完整的2 個(gè)峰谷差，因此工商業(yè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性較好，在這種情況下，1.5 元 /Wh 單位造價(jià)，1 元/kWh 峰谷價(jià)差可做到36.85%的資本金IRR。

業(yè)主自投模式下收益率更高，峰谷價(jià)差門檻不斷降低，同樣 1.5 元/Wh 造價(jià)下，1 元/kWh 的峰谷價(jià)差資本金 IRR 可達(dá) 49.33%。結(jié)論：（1）峰谷價(jià)差和單位投資均影響工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目收益率，其中對(duì)峰谷價(jià)差更加敏感。（2）業(yè)主自投收益率較合同能源管理模式更高，若業(yè)主有足夠的資金優(yōu)先推薦自投。（3）采用合同能源管理模式時(shí)，若項(xiàng)目單位投資額為 1.5 元/Wh，IRR 門檻為10%，則一充一放時(shí)峰谷價(jià)差的可行性閾值大于 1.1 元/kWh，兩充兩放（利用 1 個(gè)峰谷差、1 個(gè)峰平差）時(shí)閾值約為1 元/kWh，兩充兩放（利用 2 個(gè)峰谷差）時(shí)閾值小于 0.8 元/Wh。（4）IRR 對(duì)峰谷價(jià)差較單位造價(jià)更加敏感。

3.3 需求測(cè)算：國(guó)內(nèi)空間大于國(guó)外，總需求2023-2025 達(dá)到10.01、29.70、65.87GWh

測(cè)算工商業(yè)儲(chǔ)能裝機(jī)量的方法為，首先拆分工商業(yè)總用電量，結(jié)合利用小時(shí)數(shù)計(jì)算出工商業(yè)總負(fù)荷，進(jìn)而假設(shè)合理的儲(chǔ)能滲透率計(jì)算出儲(chǔ)能總功率（累計(jì)值），乘以平均時(shí)長(zhǎng)后得到儲(chǔ)能總裝機(jī)（累計(jì)值），并逐年作差得到每年新增裝機(jī)量。假設(shè)，至 2025 年中國(guó)用電量以年均 2.18%增長(zhǎng)率增長(zhǎng)，在工商業(yè)用電占比83%相對(duì)穩(wěn)定的條件下，工商業(yè)耗電量同樣呈現(xiàn)逐年增長(zhǎng)的趨勢(shì)。至 2025 年，工商業(yè)總耗電量可達(dá)66189 億千瓦時(shí)，工商業(yè)總功率達(dá)到 1178GW，合理假設(shè)該年儲(chǔ)能累計(jì)滲透率為 2.4%，平均時(shí)長(zhǎng) 2.6h，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到73.52GWh。逐年作差得出 2023-2025 年工商業(yè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量分別為 6.27GWh、20.89GWh、41.75GWh，2022-2025年化增速達(dá)到 201%。至 2030 年，中國(guó)工商業(yè)總耗電量 73074 億千瓦時(shí)，總功率達(dá) 1301GW，儲(chǔ)能滲透率為8%，平均時(shí)長(zhǎng) 2.9h，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到 302GWh，2030 年國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能新增容量可達(dá) 129.73GWh。

合理假設(shè) 2060 年國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能累計(jì)滲透率終局約為 35%（功率占比），累計(jì)裝機(jī)達(dá)到3TWh 量級(jí)，而預(yù)計(jì) 2023 年新增裝機(jī) 6.27GWh，考慮平均時(shí)長(zhǎng) 2.5h，則對(duì)應(yīng)功率約為 2.51GW，除以當(dāng)年工商業(yè)總負(fù)荷約1250GW，新增滲透率僅約 0.2%，累計(jì)滲透率約 0.4%，與終局 35%左右的滲透率相差懸殊，空間巨大。

海外工商業(yè)儲(chǔ)能在分布式光伏裝機(jī)高增情況下，同樣表現(xiàn)出一定的增長(zhǎng)趨勢(shì)。根據(jù)測(cè)算，預(yù)計(jì)2023-2025年，海外工商業(yè)儲(chǔ)能的裝機(jī)量將達(dá)到 3.74GWh、8.80GWh、24.11GWh，增速分別達(dá)到98.8%、135.7%、173.9%。2022 年海外儲(chǔ)能總量的高增，主要源于戶儲(chǔ)和表前儲(chǔ)能的快速增長(zhǎng)。2023 年開始預(yù)計(jì)海外工商業(yè)儲(chǔ)能將表現(xiàn)出良好的增長(zhǎng)趨勢(shì)，但總量方面仍不及國(guó)內(nèi)，主要原因是國(guó)外工商業(yè)電價(jià)低于居民電價(jià)，吸引力較戶儲(chǔ)為低。

4.1 工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)一體化建設(shè)程度高

發(fā)電需求差異使工商業(yè)儲(chǔ)能的系統(tǒng)架構(gòu)區(qū)別于大型儲(chǔ)能電站。工商業(yè)儲(chǔ)能的主要負(fù)荷是滿足工商業(yè)自身內(nèi)部的電力需求，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電最大化自發(fā)自用或者通過峰谷價(jià)差套利。因此，與大型儲(chǔ)能電站的PCS和電池獨(dú)立建設(shè)不同，工商業(yè)儲(chǔ)能多為一體化建造，采用一體柜，對(duì)系統(tǒng)控制和 EMS 功能性管理的要求低于儲(chǔ)能電站。

光儲(chǔ)系統(tǒng)根據(jù)能量匯集點(diǎn)的不同，分為直流耦合、交流耦合兩類拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。按此耦合方式分類，對(duì)應(yīng)的工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)架構(gòu)主要有兩種：1）采用 PCS 的交流耦合型；2）采用光儲(chǔ)一體機(jī)的直流耦合型。交流耦合系統(tǒng)與儲(chǔ)能電站的系統(tǒng)配置類似，但相對(duì)用量較小，系統(tǒng)功能也更為簡(jiǎn)單，其中的光伏系統(tǒng)和儲(chǔ)能系統(tǒng)并聯(lián)，靈活性較高，適用于已安裝工商業(yè)光伏的存量市場(chǎng)。直流耦合系統(tǒng)通過光儲(chǔ)一體機(jī)將光伏逆變器和雙向變流器整合在一起，相比交流耦合系統(tǒng)具有高度集成化、軟性成本低的特點(diǎn)，50-100kW 的光儲(chǔ)一體機(jī)已逐漸成為中小工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的選擇。

電池和 PCS 是工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的核心

從結(jié)構(gòu)拆分來看，工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的配置與大型儲(chǔ)能系統(tǒng)都包括蓄電池系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲(chǔ)能變流器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能源管理系統(tǒng)（EMS）、消防和溫控系統(tǒng)等，系統(tǒng)均進(jìn)行模塊化設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)電壓、容量靈活配置。

電池和 PCS 是工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)中成本占比最高的兩個(gè)環(huán)節(jié)。根據(jù)我們調(diào)研和測(cè)算，儲(chǔ)能電池約占儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的 65%；儲(chǔ)能變流器 PCS 約占系統(tǒng)成本 20%；消防和溫控系統(tǒng)主要負(fù)責(zé)控制和保護(hù)電池溫度狀態(tài)的均衡，占比約 7%；電池管理系統(tǒng) BMS 約占成本的 4%，能量管理系統(tǒng) EMS 是系統(tǒng)的“大腦”，負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)采集、監(jiān)控和能量調(diào)度。根據(jù)行業(yè)調(diào)研，工業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)單位售價(jià)約 1.6-2 元/Wh，總成本約1.3-1.7 元/Wh。

看好工商業(yè)儲(chǔ)能市場(chǎng)，各廠商紛紛布局

在剛剛結(jié)束的儲(chǔ)能國(guó)際峰會(huì)暨展覽會(huì)（ESIE2023）中，儲(chǔ)能系統(tǒng)、儲(chǔ)能 PCS、儲(chǔ)能電芯等各類儲(chǔ)能設(shè)備廠商大多推出了自己的工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)，并對(duì)工商業(yè)儲(chǔ)能市場(chǎng)紛紛表示看好。不完全統(tǒng)計(jì)共有十余家廠商，數(shù)十種工商業(yè)儲(chǔ)能產(chǎn)品，容量多為 200-300kWh，可選擇帶或不帶 PCS、風(fēng)冷或液冷方案、全氟己酮/七氟丙烷/ 氣溶膠消防系統(tǒng)等，安裝形式多為儲(chǔ)能柜，亦有集裝箱形式等。BMS、冷卻等環(huán)節(jié)也有廠商推出專門適用于工商業(yè)儲(chǔ)能的產(chǎn)品。

5.1 投資圖譜及彈性測(cè)算

工商業(yè)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈可以分為產(chǎn)品制造與工程實(shí)施、投資運(yùn)營(yíng)兩個(gè)方面，前者又可按上、中、下游分為儲(chǔ)能柜零部件加工、關(guān)鍵設(shè)備制造，以及工程建設(shè)三個(gè)環(huán)節(jié)。另外，與電站級(jí)大儲(chǔ)能不同的是，由于工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目體量較小，投資收益較高，吸引了很多民營(yíng)資本介入投資運(yùn)營(yíng)，因此投資運(yùn)營(yíng)商也是工商業(yè)儲(chǔ)能的潛在投資方向。

各個(gè)環(huán)節(jié)均具備盈利能力和一定的投資價(jià)值，其中 PCS、儲(chǔ)能柜、電芯環(huán)節(jié)單位凈利較高，投資運(yùn)營(yíng)端與持有資產(chǎn)成正比，盈利較穩(wěn)定。