贵州首个大型独立共享储能电站并网发电，具有什么重要意义?为当地
动态2023-08-04
三、工商业储能驱动因素
工商业储能下游主要为工商业企业，投资是否具有经济性是工商业需求的核心因素之一，而 2023 年工商业储能经济性或将显著提升，有望成为工商业储能的发展元年。
1、需求端：缺电形势下，工商业储能保证电力供应稳定
我国工商业用电需求旺盛，大部分地区电力供需紧张。2022 年全社会用电量 86,332 亿 kWh，同比增长 3.9%，工业用电量为 55,943 亿 kWh，同比增长 1.6%。随着经济平稳复苏，全社会用电量有望持续增长，国内电力供需关系预计将呈现相对紧张的状态。据电规总院预测，2023 年全国将有 6 个省份电力供需形势紧张，17 个省份电力供需偏紧。
限电政策频发，限电损失催生工商业用户对电力保供需求。2021 年受煤电价格倒挂导致发电意愿大降、“能耗双控”目标驱动，全国大范围限电，严控高能耗高污染行业用电。2022 年高温高旱天气持续时间长、用电需求激增，多地发布有序用电方案，四川、重庆两地要求辖区内工业企业放高温假。限电甚至停电 导致工商业企业减产、收益下滑，停电重启成本高昂的企业将蒙受更大损失。在此背景下，工商业储能 系统作为备电的重要手段，在此形势下大有可为。
2、收益端：峰谷价差拉大，工商储经济性提升
(1)工商业储能的收益模式主要为峰谷价差套利，两充两放下经济性凸显
以江苏省为例，假设：1)装机规模 500kw，连续运行时长 2h;2)储能单位投资成本为 1.7 元/wh;3)循环次数 6000 次、年运行天数 330 天;4)运营年限为 20 年，两充两放在第 10 年更换电池;5)放电深度 90%、充放电效率 92%;6)一充一放与两充两放下年衰减系数分别为 1.3%、2.5%(对应 10 年换一次电池)，其中两充两放为峰谷循环、峰平循环;7)融资成本为 5%;8)峰谷价差幅度为 0.84 元/kWh。
根据以上假设测算得到：1)一充一放下工商业储能 IRR 达 6.93%、LCOS 为 0.76 元/kWh，两充两放下工商业储能 IRR 为 16.29%、LCOE 为 0.44 元/kWh。2)从敏感性分析看，其他条件不变，在1.7 元/Wh 的 EPC 成本下，当峰谷价差大于 0.86 元时，一充一放下工商业储能 IRR 便可达到 8%，当峰谷价差大于 0.64 元/kWh，两充两放下工商业储能 IRR 达到 8%，具有经济性。3)工商业储能对峰谷价差敏感性较高，峰谷价差提升 0.1 元/kWh，IRR 提升约 5%。
考虑到工商业储能并不一定能完成两个完整循环，因此在其他条件不变的情况下，0.7 元/kWh(介于0.60-0.78 元/kWh)以上的峰谷价差能较大概率实现较好收益。工商业储能的经济性的核心指标为峰谷价差和投资成本。
(2)峰谷价差不断拉大，分时电价不断完善
全国峰谷价差大于 0.7 元/kWh 的省份已达 19 个，且价差呈扩大趋势。0.7 元/kWh 为工商业储能具备经济性的峰谷价差门槛值。数量变化上，2022 年 7 月至 2023 年 7 月，我国峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省份从 16 个增加至 19 个。价差变化上，共有 20 个地区的峰谷价差增大，如江西省从0.3934/kWh 提升至 0.8225/kWh，山东省从 0.7036/kWh 提升至 0.8102/kWh。各地峰谷价差普遍拉 大，意味着配置工商业储能的套利空间扩大。
各地分时电价政策不断完善，实现两充两放的省份不断增加。为鼓励工商业用户改变用电模式，多地动 态调整完善工商业用户分时电价政策，为峰谷套利提供重要支持。当前大部分地区设置两个高峰时段， 能够进行两充两放。广东、江苏、山东、浙江、河南、河北等地在个别月份出台尖峰电价，江苏试行工 业用电重大节日深谷价，多地高耗能企业电价涨至 1.5 倍，在实现两充两放之外进一步扩大套利空间。 以广东省 7-9 月为例，10:00-11:00、14:00-15:00、17:00-19:00 为高峰段，11:00-12:00、15:00-17:00 为尖峰段，可在 0:00-8:00 谷时及 12:00-14:00 平时充电，高峰/尖峰放电。两充两放提高储能利用率、 增加套利收入、缩短投资回报期，其经济性使得工商业储能投资更具吸引力。叠加峰谷价差持续拉大趋 势，储能套利空间广阔，收益有望进一步提升。
3、政策端：双碳战略目标指引下，工商业储能成为大势所趋
顺应国家双碳目标，工商储政策利好不断。在“双碳”成为全球共识的大背景下，我国为精准科学降碳，2022 年政府工作报告将能源政策由能耗双控调整为碳排放双控。电力政策通过丰富盈利来源激励工商业用户配储，推动了工商业储能商业化进程。
多形式扶持政策结合，鼓励工商业储能发展。为加快工商储的渗透率，尽早实现商业化，国家和省市层 面均出台了辅助服务、补贴、隔墙售电政策，为运营商创造多层次的盈利渠道。辅助服务方面，我国电 力辅助服务市场中交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用和黑启动等，近年来储能和可调节负荷也 纳入了提供辅助服务的市场主体之中;补贴方面，如今年 4 月东北监管局连发两文明确新型储能各类补 偿：针对新型储能，如果 AGC 可用率达到 98%以上，按 AGC 可用时间每台次(电站)补偿 20 元/时; 隔墙售电方面，浙江省于 2023 年 1 月 1 日起实施最新电力条例：分布式发电企业可以与周边用户按照 规定直接交易。
“隔墙售电”逐步推进，助力“源网荷储一体化”。“隔墙售电”，就是允许分布式光伏电站通过电网将电力 直接销售给周边的电力用户，而非先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。而“源网荷储一体化”， 则通过源源互补、源网协调等多种交互形式，更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡能力。 因此，选择调节能力强的可再生能源场站组织开展“隔墙售电”交易，可以支持分布式电源开发建设和就 近消纳，从而实现“源-网-荷-储”各环节优化配置。双方互利共赢，共同保障电力系统的稳定性。
4、成本端：碳酸锂价格腰斩，行业盈利空间扩大
电池为储能系统第一大成本。储能系统成本主要由五部分构成：电池模块、BMS 系统、集装箱(含PCS 等)、土建及安装费用、其他设计调试费。以浙江省一工厂的 3MW/6.88MWh 储能系统成本为例，电池模块占总成本的 55%。
正极材料为锂电池主要成本。锂电池成本由五大原材料构成：1)正极材料，国内储能电池绝大部分采用磷酸铁锂路线;2)负极材料即石墨;3)电解液，溶质一般使用六氟磷酸锂。4)隔膜;5)锂电铜箔。以磷酸铁锂电池为例，正极材料为第一大成本，占比达到 37%。
碳酸锂价格腰斩，成本端重压释放。2022Q4 以来，碳酸锂价格骤跌，磷酸铁锂电池的正极材料价格随 之下跌。截至 2023 年 6 月 30 日，碳酸锂价格已跌至 30.70 万元/吨，距去年最高点已回落超过 45%; 磷酸铁锂正极材料已跌至 9.7 万元/吨，回落幅度同样超过 45%。作为储能系统的最主要成本，电池价 格腰斩有效释放成本端压力，增厚行业盈利。
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