储能新风口，为什么工商业储能未来可期?

　　随着我国新能源装机量的不断突破，其带来的不稳定性、不可控性正对电力电网系统的平衡造成冲击。作为能够支撑保障电网安全的关键灵活性资源，储能近年来迎来了高速增长。

　　2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提出构建新型电力系统，为新时代能源电力发展指明了科学方向，也为全球电力可持续发展提供了中国方案。

　　2024年7月25日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合发布的《加快构建新型电力系统行动方案(2024—2027年)》的通知中提到，以“小切口”解决“大问题”，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。

　　储能作为新型电力系统四大部门的关键一环，其重要性不言而喻。

　　什么是储能?

　　储能的定义很好理解，储能即能量储存，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式储存起来，基于需要能够以特定能量形式释放出来的循环过程。

　　储能按照技术划分可分为三类：电化学储能、电气储能、机械储能。

　　近两年我国新型储能(指除抽水蓄能以外,以输出电力为主要形式的储能技术)发展迅速，新型储能在我国电力储能累计装机中的占比由2022年的16%激增至2023年的40%。

　　新型储能发展取得的成绩，主要由电化学储能的高速发展贡献，截至2023年底，电化学储能新增装机2260万千瓦/4870万千瓦时，功率规模同比增长261%，三倍于2022年新增投运规模水平，目前电化学储能在新型储能中占比超95%以上。

　　据国家能源局最新发布数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时。较2023年底又增长超过40%。

　　我国工商业储能进入快速发展阶段

　　储能按照应用场景可以分为发电侧储能、电网侧储能、用户侧储能。用户侧储能又细分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体。

　　发电侧储能的主要职责是提高新能源消纳,平滑新能源输出等;电网侧储能的主要职责是缓解输配电阻塞、响应电网调度、延缓输配电设备扩容等;用户侧储能的主要职责是降低终端用能成本、分布式可再生能源消纳、提高电能质量、保障供电可靠性。

　　因发电侧国家要求进行强制配储，故目前发电侧储能的项目规模最大，整体装机量最多。但其问题也日渐凸显出来，发电侧强制配置储能利用率较低，“建而不用”问题较为突出。目前，绝大部分地区将配置储能作为新能源发电并网的前置条件，但对储能技术如何与新能源发电协调优化运行重视不足，叠加商业运营模式、功能定位不明确等因素影响，导致新能源配储利用水平普遍较低。相关中电联2022年的行业调研结果显示，新能源配置电化学储能等效利用系数仅为6.1%，远低于12.2%的各应用场景下电化学储能平均等效利用系数。新能源电站纷纷配建储能却建而不用，无疑是一种全社会的投资浪费。

　　电网侧储能发展的也并不顺利，因独立储能电站的收益主要依赖于容量租赁、电力现货市场交易、容量补偿和辅助服务市场，这些收益来源存在长周期的不确定性，对地方政策及电网调度的依赖性较高，同时因电力市场建设尚不健全，部分收益模式在许多地区尚无法实现。

　　而用户侧储能中的工商业储能，因其应用场景丰富，储能系统利用率高，以峰谷电价可以较容易判断投资回报，商业模式也很清晰，因而近两年获得了市场的广泛关注，在浙江、江苏、广东等地区取得了快速发展，也成为了目前市场化发展程度最高的储能场景。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-6月，仅在项目备案方面，国内工商业储能项目备案总数就超过4200个，规模达6.2GW/14.7GWh，投资金额超240亿元。

　　工商业储能的盈利模式

　　工商业储能目前的主要盈利模式主要有三种，峰谷套利、需量管理、电力需求响应，我们分别来介绍下。

　　峰谷套利：峰谷套利是工商业储能的主要盈利模式之一。通过在电价低谷时从电网购买低价电能并存储在储能系统中，在电价高峰时或尖峰时放电供给负载使用，从而减少企业电费支出。

　　据行业机构测算，浙江的两充两放模式工商业储能项目IRR可超30%。广东、江苏、山西、浙江、河南、重庆、天津、湖南、海南、陕西等超20个省份已具备实施两充两放潜力。一般省份采用的两充两放策略是“谷充峰放+平充峰放”，部分地区则可实现2次“谷充峰放”，进一步放大工商业储能效益。

　　需量管理：我国针对受电变压器容量在315kVA及以上的大工业用电采用两部制电价，电度电费是指按用户实用电量计算的电价，基本电费是指按用户受电变压器(按容收费)或最大需量计算(按需收费)的电价收费。

　　基本电价按需收费的工厂安装储能系统后，通过监测用户实时功率，制定科学的电力充放策略，在负荷高峰时储能系统出力平抑工厂用能负荷波动，降低用户需量电费，减少工厂的用电成本。

　　电力需求响应/参与电力市场：电力需求响应是指以聚合及虚拟电厂形式配合当地电网需求响应获得补贴，此外，工商业储能还可通过参与电力现货交易，调频服务、电压支持等辅助服务等方式获得盈利。当前南方区域电力市场已经启动试运行，相关政策已明确将适时引入储能等市场主体参与绿色电力交易。随着电力市场建设的不断深化完善，工商业储能参与电力市场的方式也将更加灵活多样。

　　工商业储能是过热还是未来可期?

　　如前文所述，工商业储能在2023年发展异常火热，产业玩家疯狂涌入，但2024年上半年行业相关统计数据显示工商业储能市场增速有所放缓，笔者最近观察到一些媒体平台发布的文章，流露出对未来工商业储能发展的担忧，甚至使用“退潮”之类的字眼表达对工商业储能发展的悲观预期。

　　大家对工商业储能未来发展的担忧主要体现在两方面，一方面，在储能产品设备供应端，市场竞争的加剧使工商业储能设备厂商大打价格战，产业链价格持续走低，利润愈发微薄;第二方面在应用端，大量基于简单峰谷套利模式获取盈利的工商业储能项目运营极易受峰谷电价机制调整的影响，峰谷价差的调整乃至峰谷电价机制的变化会极大影响项目经济性，在能源电力市场化改革不断深化的今天的确存在隐忧。

　　但以上问题我们亦要辩证看待，储能市场发展大跃进，市场竞争激烈，集成商、产品供应商使用低价策略抢占市场，行业利润率持续走低，这是整个储能集成制造行业面临的问题，无论大储还是工商业储能，并非所有玩家都能在残酷的市场洗礼中存活下来早已成为行业的共识，这与工商业储能这一场景并不直接相关。而对于峰谷电价机制调整带来的收益波动风险，客观来看的确存在，但工商业储能除了机械的峰谷套利运营模式，也有需量管理、参与需求响应等其他盈利点，并且随着电力市场化改革的深化推进，工商业储能也将具备更多的经济获利渠道，如电力现货交易、调频辅助服务、聚合参与虚拟电厂等，面向未来新型电力系统与电力市场的储能运行策略，对于储能项目运营商要求将会更高，绝不仅仅是峰谷套利这一简单的模式。

　　基于两点认识，笔者认为工商业储能，依然是未来储能领域最具潜力的方向。

　　第一，工商业储能，是区域智慧微电网/虚拟电厂建设、区域电力源网荷储一体化的关键环节，在新型电力系统建设过程中将发挥愈发重要的作用。可再生能源高比例渗透的新型电力系统建设，对于用户侧灵活性资源的需求愈发迫切。今年8月，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案(2024—2027年)》，明确在2024—2027 年重点开展 9 项专项行动，推进新型电力系统建设取得实效。其中包括的新能源系统友好性能提升行动、电力系统调节能力优化行动、需求侧协同能力提升行动等均重点聚焦于分布式能源与需求侧灵活性建设，下一阶段我国新型电力系统建设将加强用电侧负荷侧调节与灵活性资源调度放到了十分重要的位置。电力主网与区域微电网和虚拟电厂彼此支撑，灵活互动，是未来能源系统的重要形态特征，而用户侧的工商业储能，则是构筑源网荷储一体化微电网与虚拟电厂灵活性的核心设备之一，目前工业企业/园区微电网的建设已经有众多实践，其中储能均是不可或缺的系统组成部分。

　　第二，工商业储能是工商业用户及其能源供给服务商面对电力市场必不可少的降本增效技术手段。继山西、南方(以广东起步)、山东之后，甘肃省于9月5日成为全国第四个电力现货市场转入正式运行的省份，我国电力现货市场的建设步伐正在明显加速，这也是我国电力市场化建设提速的缩影。随着电力市场化步伐加快，电力价格信号愈发走强，对于工商业用电单位及为此类单位提供如售电服务、综合能源服务的相关服务商来说，如何在瞬息万变的电力市场中，控制电力使用成本的大幅波动，甚至利用电力市场化交易获取额外盈利，是必须思考的问题，而储能的移峰填谷、灵活调度特性正是解决以上问题的关键。可以预期未来用户端市场对于工商业储能的需求潜力仍将进一步释放，这也将有利于工商业储能业态的发展。

　　诚然，对于工商业储能产品供应商来说，激烈的市场竞争终会使大批玩家黯然退场，对于储能运营商而言，没有与时俱进的运营管理策略亦难免为未来的市场所淘汰。但工商业储能这一赛道，依旧在未来市场潜力巨大，它终将在新型能源体系与电力系统的建设过程中发挥更大作用，为未来的电力用户与能源电力服务商，创造更大价值，拥有更加广阔的舞台，让我们拭目以待!