用戶側儲能電站盈利模式分析

卡布卡讓 2023-03-03 發布于廣東

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2022年的儲能，真可以稱的上是儲能發展關鍵的一年，國家十四五規劃發布以來，各地的儲能十四五政策也密集出臺，即使諸多變數與挑戰疊加下，這一產業依然取得了前所未有的進步與發展。而伴隨國內外需求激增，擴產、創新、漲價、新品發布、登陸資本市場、跨界和走出去，等等，成為儲能行業的關鍵詞。

當然也引來了資本市場普天蓋地的熱捧，新能源行業原來只做配電和輔助設備的公司也大批涌入，更不用說原來在光伏和風電領域的佼佼者，更是把儲能當成了頭等業務來做。

2023年用戶側儲能電站又會存在什么樣的變數，改如果應對這紅的發紫的市場，盈利模是否會有新的機遇？？

國內電力儲能項目儲備快速提升，為行業未來增長奠定了基礎。電網側獨立儲能與電源配儲為主，用戶側工商業占比逐漸提升。峰谷價差需求響應/用戶側調峰/虛擬電廠運營/裝機補貼，代替可中斷負荷或錯峰用電指標直接為業主帶來經濟價值，成為用戶側儲能關鍵盈利點。

一、電價改革推進用戶側儲能發展

23年1月各地電網代理購電電價的峰谷價差呈增大趨勢。從邊際變化看，進入23年，峰谷價差超過0.7元/kWh的省市數量增多（尖峰-谷時價差超過0.7元/kwh的省市由22年7月的6個上升至23年1月的18個）；橫向看，各地分時電價的峰谷比亦有持續拉大，典型如河南由22年的0.72元/kwh上升至23年1月的1.021元/kwh。我們測算每天一充一放下儲能LCOE≈0.63元/kwh，當峰谷電價差大于儲能LCOE，工商業儲能投資具有經濟性，即在峰谷價差不斷增大的趨勢下，全國范圍內已有越來越多省份的工商業儲能具備了經濟性。此外，對大工業用電而言，安裝工商業儲能能有效降低兩部制電價的兩部分電費支出。

由2023年1月全國主要省市代購電峰谷價差情況來看，有11個省市的峰谷價差超過0.7元/kWh，具備較高的經濟性。

部分省份將正午時段設定為分時電價的谷時，僅裝分布式光伏的經濟性邊際下降，但主動配儲需求提升。23年1月，山東、山西、浙江等8個省份將光伏發電高峰期的正午時段規定為谷時，其中青海、寧夏、甘肅三省的谷時劃分幾乎全覆蓋日中光伏主要發電時間。此外， 23年起山東將正午劃分為深谷（分時系數下降至0.1），據CEESA分析，山東省工商業深谷時段最低電價可能降至0.1元/kWh?？紤]光伏出力高峰期電價下降、全國范圍內峰谷價差進一步拉大，純光伏發電經濟性被進一步削弱，有望帶動新增及存量分布式光伏電站主動配儲。

峰谷價差增大趨勢下，安裝工商業儲能對削減工商業電費支出的效果凸顯。

峰谷價差持續拉大，進一步開拓了峰谷套利空間。工商業用戶利用獨立儲能，在電價谷時充電，于峰時放電供給自身使用，通過削峰填谷節約平均用電費用，工商業儲能需求有望提升。

此外，對大工業用電而言，安裝工商業儲能能有效降低兩部制電價的兩部分電費支出：分布式光伏“自發自用”，結合峰谷時段合理利用儲能系統，有效減少實際用電費用；工商業儲能系統可大幅降低容量電費。

二、多省市可滿足工商業儲能每天兩充兩放

部分省份或可實現每天兩充兩放，我們測算回本周期有望縮短至6年內。當前分時電價機制下，多省市可滿足工商業儲能每天兩充兩放：如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、廣東、海南等（分時電價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/平時充電，并分別于兩個高峰段放電，實現兩充兩放）。儲能系統的利用率大幅提升的情況下，我們預計工商業儲能的成本回收周期將能有效縮短。

在滿足每天兩充兩放基礎上，我們亦發現浙江、海南等省份的分時電價設置了尖峰段或兩個谷時，在此類省份中安裝工商業儲能的經濟性有望進一步增加。

兩充兩放策略下的經濟性測算：核心假設儲能投資成本2元/KWh，循環壽命6000次，年運營天數330天，每天滿充滿放兩次，DoD90%，運維費率每年為投資成本的1%，折舊率3.25%。兩充兩放策略：谷時/平時充電，高峰/峰時放電。測算結果：浙江省4.75年、廣東省5.70年、海南省5.98年，回本周期均在6年以內。

兩充兩放策略下，以浙江省為例，工業活動較發達、峰谷電價差較大，讓浙江成為用戶側項目投資經濟性較高的區域，在2023年2月電網代理購電價中，浙江省最大峰谷價差為0.9771元/kWh（一般工商業1-10kV）。1月浙江省備案的16個儲能建設項目中，15個為用戶側儲能項目，總規模約68.82MW/385.39MWh，涉及投資金額約6.8億元，儲能時長配置以2小時為主，項目投資單價約在1.5-3.2元/Wh之間。

整體看，我們預計工商業儲能優先實現高增速的將會是工業活動較發達、電價政策變化帶來較高經濟性的浙江?。y算回本周期4.75年）、廣東?。紤]需求響應收入，測算回本周期4.86年）。盡管當前并非全國范圍內工商業儲能都具備經濟性，但在不斷增加的峰谷價差適合儲能發展的峰谷時段設置趨勢下，預計全國層面適合投資工商業儲能系統的省份有望逐步增加。

三、補貼政策提升經濟性

2022年以來，針對用戶側儲能補貼政策頻發，成為地方爭取項目投資、產業落地的重要手段之一。截至目前，全國各地正在執行的儲能補貼政策超30項，儲能補貼政策主要以用戶側為主，注重與分布式光伏相結合，地方招商產業需求較為旺盛；補貼方式主要以容量補貼、放電補貼和投資補貼為主，補貼方向主要與分布式光伏結合為主。其中浙江、江蘇、四川、安徽、廣東等地政策出臺最為密集，浙江省龍港市、北京市、重慶市銅梁區等地方政策支持力度較大。

今年1月10日，發改委發布《國家發展改革委辦公廳關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知（發改辦價格〔2022〕1047號）》，文件明確：鼓勵支持10千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，政策的發布將進一步推動用戶側儲能參與電力市場，提升其經濟性。

在新型電力系統發展過程中，要求電力供給結構從以化石能源發電為主體向新能源提供可靠電力支撐轉變，同時，系統形態由“源網荷”三要素向“源網荷儲”四要素轉變?！?/span>新型電力系統發展藍皮書（征求意見稿）》提出，積極推動電力源網荷儲一體化構建模式，靈活發展用戶側新型儲能，提升用戶供電可靠性及用能質量。若從“源網荷儲”一體化來看用戶側儲能未來的發展，或許更具潛力。預計未來將有越來越多的省份展現經濟性，從而實現0-1、點到面的國內工商業儲能市場起量。

四、影響盈利空間的風險規避

為什么用戶側的儲能電站概念這么熱，而電網側、電源側的儲能電站相對淡化一些呢，其實除了投資門檻、技術門檻外，最主要的想必大家都認為是安全問題，縱觀儲能電站發展史，安全事故頻發，而現在最不挑地理位置和環境的也就是化學儲能，但化學儲能也讓人又愛又狠，沒有一種材料能夠十全十美，用的最多的莫過于磷酸鐵鋰，因為技術成熟，大家比較熟悉，有沒有比磷酸鐵鋰更安全的化學儲能技術呢？回答是肯定的，“有”，比如固態鋰電池，他的安全系數就比較高，還有就是鈉離子電池，很多做鈉鋰子電池的公司量產在即，相信安全問題都會迎刃而解。

再者影響盈利空間的就是電站成本，分解一下儲能電站的成本組成，除了電芯成本變化以為，其它的都是相對穩定的，2022年底，碳酸鋰，磷酸鋰的成本幾乎比年初要發1/2，水漲船高，到成品電芯的價格就居高不下，那怎樣才能做到電芯成本呢，小編認為有三個方式：1是在價格不變的基礎上提高能量密度和循環壽命，有沒有可能呢？有可能，國內有部分公司固態鋰電池能量密度可以做到200Wh/Kg以上，循環壽命可以達到8000次以上，2、在電站設計年限不變的情況，電芯成本控制在0.7元以下，如果估計只有鈉電池可以做到；3、提高電站設計年限，如15年以上，降低運維成本，如液流電池。

新技術先入為主，提早搶占有利市場份額，國內先進的固態鋰電生產商、鈉離子電池生產商、液流電池整體方案提供商等正在火熱征集試點項目和合作伙伴，機會提供熱線13399188566（微信同號）。

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