'揭秘工商业储能:如何成为电力市场的新宠儿?"
日期：2024年05月28日 | 浏览次数：480
工商业是我国最大电力市场，表现为电价高、波动强等特点，在电力市场化改革与分布式能源转型大趋势之下，工商业储能是不可或缺的表后中坚力量。
目前多地峰谷价差已可支持经济性，叠加需求侧响应、需量电费、光伏配储等驱动因素，国内工商业储能持续快速发展。业内预判，2024年工商业储能市场规模将达10GWh，是2023年的3-4倍规模。
工商业储能产品的经济性、安全性及政策机制是目前市场关注的焦点，而经济性是产业迸发的核心驱动力。
目前我国工商业储能盈利模式以峰谷套利为主，并有需量管理、需求侧响应、电力市场交易等多种模式。
峰谷套利
工商业储能系统（或光储系统）可作为备用电源，在突发停电时，为企业关键不断电负载提供后备电源保障，保障生产，减少限/停电影响，这可以说是工商储的基础功能之一。
在保障企业用电的基础上，再进一步通过多种盈利模式，提升经济性，提高业主对工商业储能项目建设的积极性。
现阶段，峰谷套利是工商储的主要盈利模式。
峰谷套利，就是在电价谷时，从电网或售电公司购买低价电能给储能系统充电；在电价高峰/尖峰时，利用储能系统供给至负载使用，降低企业用电成本。
峰谷套利示意图
光储（充）一体化电站，是工商业储能400V应用的主要场景之一，在单独配储的应用场景上进一步拓展工商储的经济空间，既提高配备光伏系统的发、用电灵活性，同时为业主可减少高价购电成本。但光储（充）一体化电站，尤其是超充站，对储能系统的性能与安全提出了更高的要求。
从长远来看，借助现有工商业光伏项目上量，光储（充）一体化将是未来工商业储能综合能源解决方案重点应用场景，也是工商业峰谷套利的主流应用场景。
代理购电峰谷价差高，工商储可套利空间增大。
以2024年1月为例，超20个省份执行尖峰电价；19省最大峰谷电价差超0.7元/kWh，其中28个地区一般工商业10(20)kV单一制电价的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，江苏、湖南、重庆最大峰谷电价差达1元/kWh以上；26个地区大工业35kV两部制电价的最大峰谷电价差超0.7元/kWh，上海、江苏、广东 (江门市) 最大峰谷电价差达1元/kWh以上。
据能源电力说统计27省已满足“两充两放”的模式，且28省设有尖峰时段，套利空间进一步增大。广东、浙江、江苏、湖南、海南、上海等省份“两充两放”后IRR均超10%，投资经济性较优，进一步提升工商业储能投资吸引力，工商储渗透率有望进一步提升。
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需量管理
需量管理，是通过配置储能系统，调控需量，分担用电高峰变压器出力，
降低变压器容量需求电费。
2023年5月，发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，鼓励企业按需用电，优化电网供需匹配度。变压器容量100-315kVA可选单一制或两部制电价（此前仅单一制），合理运用机制可节省电费，两部制基础电价按用电电压分档收费，督促按需选择电压；若每kVA变压器容量的每月用电量达260度，需量电价按90%计算，鼓励高效利用变压器。
在两部制中，增设容（需）量计算的根本目的是刺激企业提高用电设备或最大负荷的利用率（平滑用电曲线），配置储能系统可减少变压器最大容量，进而降低容量电费。
据东吴证券测算，以上海负荷峰值约1MW的一般工商业为例，配储0.5MW/0.5MWh，按上海市1kV~35kV范围电压等级、工商业两部制电价测算，配置储能系统后，除了节省变压器扩容费用，还可每年节省电费约15万元。
来源：东吴证券
电力电力市场交易（虚拟电厂）
工商业储能，具有多元灵活、点多量大、容量较小、电压等级低、主体多样等特征，通过虚拟电厂聚合，收益模式有望进一步拓展，工商储参与虚拟电厂的盈利模式包括需求侧响应、电力辅助服务、电力市场交易等。
1）需求侧响应
需求侧响应，就是政府或电网向参与主体发出削峰或填谷响应邀约，具备响应能力和意愿的资源主体可在接收通知后按时进行响应，主动改变常规电力消费模式，并由此获得经济补偿。
2023年9月，能源局印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》将提升需求响应能力作为主要任务，要求到2025年各省需求响应能力达最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超40%的省份达5%或以上。到2030年形成规模化实时需求响应能力的同时，结合辅助服务市场、电能量市场交易实现电网区域内需求侧资源共享互济。
目前已有超20省市发布需求侧响应补贴政策，大部分区域均按照实际响应的情况，按响应次数，进行补贴。湖南、重庆、安徽、湖北、陕西、江苏、河南等地按响应的功率进行补贴，例如，湖南的补贴标准为20元/kW·次；福建、海南、广东、云南、浙江等地按响应电量进行补贴，补贴标准大多位于5元/kW以内。
大工业用户（如山东响应量＞1MW）可直接参与需求侧响应，以直接补偿或折扣电价形式发放补贴；中小型用户则可通过虚拟电厂或负荷聚合商参与需求侧响应。
2）电力辅助服务
工商储资源聚合入虚拟电厂后，可以根据市场需求在能源供需之间实现动态平衡，参与调峰、调频等辅助服务市场交易。这种作用方式允许工商业储能系统根据电力市场的价格信号或电网的需求变化，灵活地调整自己的操作模式，以获取相应的收益。
3）电力现货交易
在电力现货市场上，市场主体开展日前、日内和实时的电能量交易。工商业储能由于容量较小，难以满足买方的一次性调用需求量，可以通过虚拟电厂方式聚合参与电力现货交易。山西、山东省内电力交易规则明确虚拟电厂可以参与电力现货市场。
国家推动工商业储能发展的目的是促进负荷侧承担部分电网灵活性调节责任，从而在整体电力体系上实现降本增效。
类比光伏发展周期，随着储能降本增效，当下“固定式峰谷价差”的模式将降低或退出，未来随着电力市场的逐步成熟，将开启用户侧自主能源平价时代。长期来看，电力市场化、虚拟电厂为工商储发展带来可持续性支撑。
从发展周期来看，工商业储能也将经历从政策支持，到市场化推进，再到产业链协同发展三个阶段，虚拟电厂、数字能源应用等模式的开拓与创新将成为工商业储能新的竞争因素，也将随之诞生新的盈利模式，刺激更多需求的同时带动软件、物联网等产业链上下游分支持续发展。就对储能设备厂商而言，也需要不断优化储能系统效率、安全性、调度能力、电池损耗等综合性能。
工商业是我国最大电力市场，表现为电价高、波动强等特点，在电力市场化改革与分布式能源转型大趋势之下，工商业储能是不可或缺的表后中坚力量。
目前多地峰谷价差已可支持经济性，叠加需求侧响应、需量电费、光伏配储等驱动因素，国内工商业储能持续快速发展。业内预判，2024年工商业储能市场规模将达10GWh，是2023年的3-4倍规模。
工商业储能产品的经济性、安全性及政策机制是目前市场关注的焦点，而经济性是产业迸发的核心驱动力。
目前我国工商业储能盈利模式以峰谷套利为主，并有需量管理、需求侧响应、电力市场交易等多种模式。
峰谷套利
工商业储能系统（或光储系统）可作为备用电源，在突发停电时，为企业关键不断电负载提供后备电源保障，保障生产，减少限/停电影响，这可以说是工商储的基础功能之一。
在保障企业用电的基础上，再进一步通过多种盈利模式，提升经济性，提高业主对工商业储能项目建设的积极性。
现阶段，峰谷套利是工商储的主要盈利模式。
峰谷套利，就是在电价谷时，从电网或售电公司购买低价电能给储能系统充电；在电价高峰/尖峰时，利用储能系统供给至负载使用，降低企业用电成本。
峰谷套利示意图
光储（充）一体化电站，是工商业储能400V应用的主要场景之一，在单独配储的应用场景上进一步拓展工商储的经济空间，既提高配备光伏系统的发、用电灵活性，同时为业主可减少高价购电成本。但光储（充）一体化电站，尤其是超充站，对储能系统的性能与安全提出了更高的要求。
从长远来看，借助现有工商业光伏项目上量，光储（充）一体化将是未来工商业储能综合能源解决方案重点应用场景，也是工商业峰谷套利的主流应用场景。
代理购电峰谷价差高，工商储可套利空间增大。
以2024年1月为例，超20个省份执行尖峰电价；19省最大峰谷电价差超0.7元/kWh，其中28个地区一般工商业10(20)kV单一制电价的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，江苏、湖南、重庆最大峰谷电价差达1元/kWh以上；26个地区大工业35kV两部制电价的最大峰谷电价差超0.7元/kWh，上海、江苏、广东 (江门市) 最大峰谷电价差达1元/kWh以上。
据能源电力说统计27省已满足“两充两放”的模式，且28省设有尖峰时段，套利空间进一步增大。广东、浙江、江苏、湖南、海南、上海等省份“两充两放”后IRR均超10%，投资经济性较优，进一步提升工商业储能投资吸引力，工商储渗透率有望进一步提升。
（点击查看大图）
需量管理
需量管理，是通过配置储能系统，调控需量，分担用电高峰变压器出力，
降低变压器容量需求电费。
2023年5月，发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，鼓励企业按需用电，优化电网供需匹配度。变压器容量100-315kVA可选单一制或两部制电价（此前仅单一制），合理运用机制可节省电费，两部制基础电价按用电电压分档收费，督促按需选择电压；若每kVA变压器容量的每月用电量达260度，需量电价按90%计算，鼓励高效利用变压器。
在两部制中，增设容（需）量计算的根本目的是刺激企业提高用电设备或最大负荷的利用率（平滑用电曲线），配置储能系统可减少变压器最大容量，进而降低容量电费。
据东吴证券测算，以上海负荷峰值约1MW的一般工商业为例，配储0.5MW/0.5MWh，按上海市1kV~35kV范围电压等级、工商业两部制电价测算，配置储能系统后，除了节省变压器扩容费用，还可每年节省电费约15万元。
来源：东吴证券
电力电力市场交易（虚拟电厂）
工商业储能，具有多元灵活、点多量大、容量较小、电压等级低、主体多样等特征，通过虚拟电厂聚合，收益模式有望进一步拓展，工商储参与虚拟电厂的盈利模式包括需求侧响应、电力辅助服务、电力市场交易等。
1）需求侧响应
需求侧响应，就是政府或电网向参与主体发出削峰或填谷响应邀约，具备响应能力和意愿的资源主体可在接收通知后按时进行响应，主动改变常规电力消费模式，并由此获得经济补偿。
2023年9月，能源局印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》将提升需求响应能力作为主要任务，要求到2025年各省需求响应能力达最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超40%的省份达5%或以上。到2030年形成规模化实时需求响应能力的同时，结合辅助服务市场、电能量市场交易实现电网区域内需求侧资源共享互济。
目前已有超20省市发布需求侧响应补贴政策，大部分区域均按照实际响应的情况，按响应次数，进行补贴。湖南、重庆、安徽、湖北、陕西、江苏、河南等地按响应的功率进行补贴，例如，湖南的补贴标准为20元/kW·次；福建、海南、广东、云南、浙江等地按响应电量进行补贴，补贴标准大多位于5元/kW以内。
大工业用户（如山东响应量＞1MW）可直接参与需求侧响应，以直接补偿或折扣电价形式发放补贴；中小型用户则可通过虚拟电厂或负荷聚合商参与需求侧响应。
2）电力辅助服务
工商储资源聚合入虚拟电厂后，可以根据市场需求在能源供需之间实现动态平衡，参与调峰、调频等辅助服务市场交易。这种作用方式允许工商业储能系统根据电力市场的价格信号或电网的需求变化，灵活地调整自己的操作模式，以获取相应的收益。
3）电力现货交易
在电力现货市场上，市场主体开展日前、日内和实时的电能量交易。工商业储能由于容量较小，难以满足买方的一次性调用需求量，可以通过虚拟电厂方式聚合参与电力现货交易。山西、山东省内电力交易规则明确虚拟电厂可以参与电力现货市场。
国家推动工商业储能发展的目的是促进负荷侧承担部分电网灵活性调节责任，从而在整体电力体系上实现降本增效。
类比光伏发展周期，随着储能降本增效，当下“固定式峰谷价差”的模式将降低或退出，未来随着电力市场的逐步成熟，将开启用户侧自主能源平价时代。长期来看，电力市场化、虚拟电厂为工商储发展带来可持续性支撑。
从发展周期来看，工商业储能也将经历从政策支持，到市场化推进，再到产业链协同发展三个阶段，虚拟电厂、数字能源应用等模式的开拓与创新将成为工商业储能新的竞争因素，也将随之诞生新的盈利模式，刺激更多需求的同时带动软件、物联网等产业链上下游分支持续发展。就对储能设备厂商而言，也需要不断优化储能系统效率、安全性、调度能力、电池损耗等综合性能。
来源：能源电力说