中國儲能網訊：萬億元級儲能賽道風再起！2023年，工商業(yè)儲能投資經濟性逐漸顯現。
2023年是工商業(yè)儲能“元年”?！拔磥砣陮⑦M入全面儲能大時代,即全球儲能、全業(yè)儲能、全戶儲能,儲能將以前所未有的規(guī)模、增速、覆蓋面在全球范圍鋪開?！苯衲暌詠恚瑑δ苜惖朗袌鲫P注度持續(xù)升溫，多地政府及企業(yè)加速布局儲能產業(yè)。
當前分時電價機制下，浙江、湖南、湖北、上海、安徽、廣東、海南等多省市可滿足工商業(yè)儲能每天兩充兩放。滿足兩充兩放的分時電價一般在每天設置了兩個高峰段，且兩高峰段間存在電價差，可在谷時或平時充電，并分別于兩個高峰段放電，實現兩充兩放。
在峰谷價差不斷增大的趨勢下，越來越多省份的工商業(yè)儲能具備了較強經濟性。工商業(yè)儲能在工業(yè)園區(qū)等場景的規(guī)?；瘧?，利用峰谷電價差降低用電成本等，正在成為2023年國內儲能巨大的增量市場。
新電價后除了峰谷價差不斷拉大的分時電價政策外，工商業(yè)用戶并網也成為可能。
從政策和市場角度而言，2023年將出現國內工商業(yè)儲能的重要發(fā)展契機。目前，巔峰儲能正謀準國內工商業(yè)儲能市場，進行產品和市場的布局。在政策和市場的推動下，儲能產業(yè)行至爆發(fā)前夜，巔峰儲能對2023年的儲能市場保持樂觀，結合各國儲能應用發(fā)展及客戶需求測算，預計今年整個儲能行業(yè)出貨量將超過200GWh。
工商業(yè)儲能三個巔峰展望。通過上述綜合分析，巔峰儲能認為工商業(yè)儲能將有三個主要發(fā)展趨勢：
1、2023年將成為從0到1 的關鍵年。
越來越多業(yè)界人士認為，2023年將是國內工商業(yè)儲能元年，有望迎來0-1的爆發(fā)。
第一，全國各地工商業(yè)儲能政策變化很明顯，峰谷價差拉大的省份越來越多、將正午時段設置為電價谷時的省份越來越多。部分地區(qū)分時電價每天設置兩個高峰段，實現每天兩充兩放，工商業(yè)儲能經濟性加強。
具體可表現為：1)分時電價下，峰谷價差明顯，回本年限大大縮短；2）兩部制電價下，配置工商業(yè)儲能可以減少容量電價;3)部分省份可實現2充2放，越來越多省份工商業(yè)儲能逐步具備較高經濟性;4)輔助服務、補貼、隔墻售電政策出臺，賦能工商業(yè)儲能發(fā)展;5)限電背景下，工商業(yè)儲能成為備電手段。
第二，碳酸鋰等原材料大幅下降，儲能系統(tǒng)整體成本隨之降低。據高工儲能追蹤看來，自2022年底短短3個多月以來，電池級碳酸鋰已經下降至35萬元/噸左右，相較去年最高峰幾近“腰斬”。電池儲能系統(tǒng)整體成本降大大降低。
第三，新型儲能等逐漸上升為國家重要新型產業(yè)，除了電網側的如火如荼外，零碳園區(qū)等的打造將為工商業(yè)園區(qū)起到良好的示范作用；而高耗能企業(yè)一直是高電價重要承擔者，配置儲能或將成為其“節(jié)源”或“能源轉型”的重要方式。
2、零碳園區(qū)是工商業(yè)儲能重要切入口。
自2020年以來，全國各地開始推進近零碳排放示范區(qū)、低碳城、低碳園區(qū)、低碳社區(qū)等的建設，包括儲能系統(tǒng)等一系列綠色組合拳是零碳園區(qū)的“標配”。
據巔峰儲能了解，零碳園區(qū)強調園區(qū)的低碳化、數字化、智慧化轉型發(fā)展，更加關注綜合能源規(guī)劃技術支撐零碳園區(qū)建設。
以深圳國際低碳城為例， 配置了1.1MW光伏、2MWh儲能和綜合智慧園區(qū)管理系統(tǒng)，每年將生產127萬度綠電，減少碳排放606噸，園區(qū)用電基本實現自發(fā)自用。
這樣的園區(qū)在全國各地方興未艾。去年底，科技部印發(fā)《“十四五”國家高新技術產業(yè)開發(fā)區(qū)發(fā)展規(guī)劃》，鼓勵國家高新區(qū)謀劃建設低碳產業(yè)專業(yè)園，支持園區(qū)推進產業(yè)綠色低碳轉型。
包括北京金風科技亦莊智慧園區(qū)、閩臺（福州）藍色經濟產業(yè)園、鄂爾多斯零碳產業(yè)園、青島科創(chuàng)藍碳減排零碳金融科技園區(qū)、?？诮瓥|零碳新城等數十個零碳或近零碳產業(yè)園區(qū)正在建設。
其中無錫計劃在2025年底前，引進零碳領域科技企業(yè)1000家以上；深圳福田正在整合18個示范性強、帶動面廣、關聯(lián)度高的零碳項目。
巔峰儲能分析認為，零碳園區(qū)或將成為工商業(yè)儲能打開的第一個量化市場。
3、磷酸鐵鋰、液流電池等在工商業(yè)領域形成“競爭”。
當前基于工商業(yè)場景多樣性，工商業(yè)儲能產品采用模塊化設計，實現靈活部署、平滑擴容，同時支持多機并聯(lián)，能為客戶提供定制化的儲能系統(tǒng)方案，滿足市場差異化需求。
巔峰儲能分析，伴隨行業(yè)推進至縱深，LFP電池、液流電池系統(tǒng)均有機會入局工商業(yè)園區(qū)、數據中心、光儲充電站等各類工商業(yè)場景，可滿足工商業(yè)用戶對于負荷跟蹤、容量時移、削峰填谷、電力擴容、應急備電、并網收益等功能的需求。
一方面，將會出現部分使用場景，要求工商業(yè)儲能系統(tǒng)結構相對簡單。包括電池系統(tǒng)+BMS、逆變器PCS、能量管理系統(tǒng)EMS、變壓器，機架，連接線纜、匯流柜、防雷及接地系統(tǒng)、監(jiān)控及報警系統(tǒng)等，系統(tǒng)均進行模塊化、智能化設計，系統(tǒng)電壓、容量靈活配置。
另一方面，在工商業(yè)領域或將出現長時、高安全等“高端”需求。巔峰儲能指出，未來國內新型儲能將由“十四五”的2~4小時逐步延長至6~8小時。那么長時、高安全等工商業(yè)使用場景也將成為一種趨勢。液流電池等能滿足中長時儲能的儲能方式或將進一步受重視。
圖片在光伏硅料價格及碳酸鋰價格下跌趨勢中，儲能賽道或成為最大受益群體。有熟悉儲能產業(yè)的人士表示，2023年儲能產業(yè)高增長非常確定。行業(yè)熱度的提升將推動產業(yè)資本加大投資力度，儲能市場競爭格局或將更為激烈。
據GGII項目庫顯示，2023年Q1公開的儲能中標項目達46個，包括EPC總包、儲能系統(tǒng)集成等項目，總容量達8.514GWh。值得一提的是，2023年Q1已經超過去年上半年總量(約為7GWh)。從Q1中標項目組成來看，共有17個獨立儲能項目、18個可再生能源并網項目及少量電網側、用戶側項目和其他，其中17個獨立儲能項目容量已經達5.046GWh，已然成為2023年中標項目主流。
有業(yè)內人士指出，由于光伏發(fā)電具有間歇性、波動性，需要儲能來“削峰填谷”。隨著原材料價格的走低，讓市場對于2023年儲能行業(yè)的增長有了更高的期待。根據巔峰統(tǒng)計，2023年一季度國內共計有94個儲能項目有了實際進展，進入并網/投運、在建、完成EPC/儲能設備采購等實施階段，總計規(guī)模達14.64GWh，其中并網項目達到2.4GWh，是近年來并網/投運規(guī)模最大的一個季度。
有業(yè)內從事儲能系統(tǒng)集成企業(yè)人士表示，今年以來儲能的市場行情的確比較好，各家訂單都比較充足，生產節(jié)奏明顯加快。該名業(yè)內人士還指出，硅料價格下降帶動光伏組件價格步入下行通道，由此帶動光伏裝機量提升，由于光伏項目必須配套儲能，加之儲能電池主要原材料碳酸鋰價格回落降低了電池成本，從而刺激了儲能應用端需求大幅提升。
就目前來看，據生意社數據顯示，截至4月末，電池級碳酸鋰較前一日下跌61.17%至19.4萬元/噸，當前似乎還未能有觸底反彈之勢，若未來碳酸鋰價格持續(xù)下降，儲能企業(yè)的成本也將繼續(xù)降低。
此外，根據EIA統(tǒng)計，2023年3-12月計劃并網的公用事業(yè)規(guī)模光伏、儲能項目分別為25.8、8.8GW，同比增長170%、122%。
巔峰儲能認為，未來碳酸鋰價格還可能繼續(xù)下探。成本刺激下，今年新增儲能裝機有望翻番。據巔峰了解，目前各地峰谷價差逐漸拉大，碳酸鋰價格還在下跌，未來儲能項目的投資回收期有望進一步縮短。機構數據預測，2023年到2025年，工商業(yè)光伏儲能累計新增裝機預計可達29.09GW，復合增速55.8%。巔峰認為，2023年有望成為工商業(yè)儲能的爆發(fā)“元年”。
在構建新型電力系統(tǒng)過程中，儲能的重要作用逐步凸顯，可以說是新型電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)的蓄水池、壓艙石。根據應用場景劃分，用戶側儲能展示出巨大的潛力，其中又以工商業(yè)儲能最為突出，行業(yè)普遍認為2023年是我國工商業(yè)儲能爆發(fā)元年，下面來看工商業(yè)儲能的8種盈利渠道解析。
峰谷套利
最基礎的收益：用戶可以在負荷低谷時，以較便宜的谷電價對儲能電池進行充電，在負荷高峰時，由儲能電池向負荷供電，實現峰值負荷的轉移，從峰谷電價中獲取收益。
新能源消納
目前，工商業(yè)儲能市場中光伏+儲能的應用比例不斷提高。蘇州、珠海等地區(qū)已經提出了關于分布式光伏+儲能的補貼鼓勵政策。
為什么政府要鼓勵？光伏發(fā)電具有很強的間歇性和波動性，自發(fā)自用、余電上網的光伏電站發(fā)電量超出工商業(yè)也會用戶所需電量時，多余的電以較低價格送入電網。當發(fā)電量不足以覆蓋用戶所需電力時，用戶不得不向電網購買電能作為補充。
因此，在僅配備光伏發(fā)電的情況下，工商業(yè)用戶的用電成本并沒有得到最大化的降低。而配置儲能系統(tǒng)后，光伏電量將優(yōu)先存在儲能系統(tǒng)中，余電供應負荷，待光伏電量不足時，由儲能向負荷供電，通過儲能系統(tǒng)平滑發(fā)電量和用電量，提升光伏發(fā)電的消納率，最大程度上實現用電利益最大化。
配電增容
因為生產能力需求的擴大，原申請使用的用電容量（通常按照變壓器的容量來計算，單位為KVA）已經不能滿足生產經營需要，必須在原有的基礎上申請增加容量。
當工商業(yè)用戶原有配電容量不足時，儲能系統(tǒng)在短期用電功率大于變壓器容量時，可以繼續(xù)快速充電，滿足負荷電能需量要求。降低變壓器使用成本、減少變壓器投資及擴容周期。
容量管理
國內大部分地區(qū)的工商業(yè)用戶均實施兩部制電價，即工商業(yè)用戶的電費包括基本電價與電度電價兩個部分。其中， 基本電價又稱容量電價，按照電力用戶的變壓器容量（kV·A）以及最大需量（kW）進行計算，為每個月固定的費用，電度電價則根據用戶的實際用電量進行計算。
工商業(yè)用戶可以利用儲能系統(tǒng)在用戶的用電低谷時儲能，在用電高峰時放電，從而降低用戶的尖峰功率以及最大需量，使工商業(yè)用戶的實際用電功率曲線更加平滑，降低企業(yè)在高峰時的最大需量功率，起到降低容量電價的作用。
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。降低用戶需量電費，減少工商業(yè)園區(qū)的用電成本。
需求側響應
電力需求響應，簡單來說就是企業(yè)在電力用電緊張時，主動減少用電，通過削峰等方式，響應供電平衡，并由此獲得經濟補償。
以廣東省印發(fā)《廣東省市場化需求響應實施細則（試行）》的通知，廣東對用戶側儲能給出鼓勵價可到3.5元/kWh，電力用戶可做到生產、補貼兩不誤！按照廣東省往年歷史數據推導得出一年響應需求約60次左右，投資回收期可縮短一年。
電力輔助服務
需求響應是利用政府資金或電網營銷費用，輔助服務是參與發(fā)電側市場交易，資金來源不同。
電力現貨交易
電是一種能源，也是一種商品，既然是商品自然可以在市場中進行自由交易?，F貨是指已經生產出來的、可以“一手交錢一手交貨”的商品。如果硬要用這個標準來衡量，除蓄電池外，電力商品可以說沒有“現貨”。在電力市場中，電力生產商擁有的電廠已經建成并接入電網，具備了發(fā)電的全部條件。此時的電廠實際上相當于一個“產品庫”，存放著擬出售的電力商品。
不同類型電廠生產的商品也有明顯的“品質”差異，比如：“生產原料”的碳含量不同、生產成本不同、不同時間段的產量不同、輸送的距離不同等（這些差異與電能在物理功能上的同質化并不矛盾），消費者可根據自己的需求購買不同廠家的商品。顯然，這種可供消費者挑選的電力商品就是電力市場中的現貨。
因此，電力現貨可定義為：已建成并接入電網、具備發(fā)電條件的電廠可預期的供給用戶的電力電量（電能）。
誰來買賣？誰來組織交易？
用電行為畫像
高耗能企業(yè):電價敏感度高，負荷晝夜差大
都賣啥？
一般有電能量、發(fā)電容量、電力輔助服務和輸電權等商品。
如何交易？
雙邊協(xié)商交易：訂牛奶，按月結算。這種交易的方式屬于“雙邊協(xié)商”。
集中競價，在交易平臺上，買賣雙方分別報量報價，交易平臺按照市場規(guī)則匹配成交，這就是集中競價交易。
掛牌交易買賣雙方，一方在交易平臺上發(fā)布賣方信息，另一方下單成交，類似于某寶、某東，可以隨時買賣，這就是掛牌交易。
在零售市場中，有固定回報模式、市場聯(lián)動模式、固定回報+市場聯(lián)動模式、固定價格模式等交易方式。
日前市場;現貨市場中的主要交易平臺，以一天作為時間提前量組織市場，形成與系統(tǒng)運行情況相適應的、可執(zhí)行的交易計劃。
日內市場∶為市場主體提供在日前市場關閉后對其發(fā)用電計劃進行微調的交易平臺，以應對日內的各種預測偏差及非計劃狀況。
實時市場∶在小時前組織實施，接近系統(tǒng)實時運行情況，真實反映系統(tǒng)超短期的資源稀缺程度與阻塞程度，形成與系統(tǒng)實際運行切合度高的發(fā)用電計劃。
怎么算價錢？
我國電力現貨市場構成
省間市場與省內市場的銜接
電力現貨市場出清
市場上價格有充分的彈性，價格機制的自我調節(jié)能夠讓市場自發(fā)實現供求均衡，即市場出清的狀態(tài)。電能生產和消費必須符合社會發(fā)展需求，使得電力市場出清必須在統(tǒng)一的機制框架下，借助科學的技術手段來達成。
建設電力現貨市場好處
廣東——省能源局近日發(fā)布關于公開征求《南方（以廣東起步）電力現貨市場實施方案》（征求意見稿）意見的通告，提出，建立“中長期+現貨+輔助服務”的電力市場體系。
山西——國網系統(tǒng)啟動試運行最早、運行時間最長、市場主體參與數量最多。山西現貨市場的交易時間尺度為日前、日內和實時；交易標的為電力交易，通過分時競價形成實際執(zhí)行的交割電力曲線；交易價格為分時價格，每15分鐘或每小時的電價均隨電力供需形勢的變化而變化；組織方式為一次申報，兩次結算?；痣娖髽I(yè)報量報價，新能源企業(yè)和售電公司報量不報價。日前市場形成開機組合、機組發(fā)電計劃曲線和日前分時電價，實時市場依據超短期負荷預測，在日前發(fā)電計劃的基礎上，調節(jié)省內發(fā)用電偏差，形成實時分時電價。
山東——向“主體多元、競爭有序”的目標推進。作為首批八個電力現貨市場建設試點地區(qū)之一，按照“統(tǒng)一市場、兩級運作”的總體框架要求，在省間，以中長期交易為主，以現貨交易為補充，充分挖掘省間通道潛力，促進清潔能源消納；在省內，以省間交易結果為邊界，通過現貨交易優(yōu)化配置資源、確保電力供需平衡，通過中長期交易規(guī)避現貨價格波動風險，以“批發(fā)+零售”市場模式實現發(fā)用兩側各類市場成員的緊密銜接，向著建設“主體多元、競爭有序”的山東電力市場體系的目標不斷前進。
甘肅——新能源高占比，省內發(fā)電全為優(yōu)先發(fā)電。是典型的新能源高占比送端電網，呈現兩大顯著特征：新能源高占比特征明顯、省內發(fā)電全為優(yōu)先發(fā)電。電力現貨市場在日前、實時以發(fā)電側單邊、全電量集中競價的方式開展，新能源可以直接參與省內現貨市場交易。目前采用分區(qū)電價機制，電價分區(qū)包括河西和河東兩個區(qū)域，以分區(qū)內最高的節(jié)點電價作為發(fā)電出清結算電價?，F貨市場目前在發(fā)電側裝機過剩與新能源高占比的背景下，現貨市場上火電機組不再一味地降價搶量，而是充分利用上限規(guī)定做價格申報的策略者，火電機組價格申報表現得更加趨于理性與穩(wěn)健、主動和成熟。
儲能各地補貼
近年來，儲能產業(yè)利好政策不斷，各地方紛紛發(fā)力儲能補貼，促進儲能發(fā)展。據不完全統(tǒng)計，截至目前，已有包括北京、天津、河北、山西、內蒙古、浙江、安徽、江蘇、廣東、四川、重慶、云南、湖南、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆在內的全國多個省市出臺了具體的儲能補貼政策，從補貼政策出臺的密度來看，浙江、安徽、江蘇、廣東全國領先。
當前，制約儲能行業(yè)發(fā)展的瓶頸依然是成本。雖然儲能技術趨于成熟，主要材料價格一定程度上穩(wěn)定，但目前儲能盈利模式、行業(yè)標準等還不明確，儲能收益率缺乏實踐檢驗，根據發(fā)展情況來看，還需要加大儲能補貼來激勵投資、促進行業(yè)發(fā)展。過高的成本不利于行業(yè)發(fā)展，因此補貼政策必不可少。
