儲能行業(yè)專題報告：電改及缺電背景下工商業(yè)儲能迎來爆發(fā)

　　3.工商業(yè)儲能盈利性大幅增強(qiáng) 需求響應(yīng)政策擴(kuò)展應(yīng)用領(lǐng)域

　　缺電電問題暴露出電力系統(tǒng)備用率不足，未來 2-3 年缺電問題嚴(yán)峻。2022 年夏季西 南、華東缺電暴露出電力系統(tǒng)備用率不足。2022 年各電源新增裝機(jī)普遍低于預(yù)期，其中 煤電新增裝機(jī)規(guī)模同比下滑 31%，新增光伏裝機(jī)主要為發(fā)電能力相對較差的分布式， 2023-2024 年水電、核電新增裝機(jī)進(jìn)一步減少，慣性影響下預(yù)計(jì) 2-3 年內(nèi)缺電問題嚴(yán)峻。 4 月 28 日，中電聯(lián)發(fā)布《2023 年一季度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》，對今年 夏天電力供需形勢做出判斷：

　　(1) 用電量：今年二季度電力消費(fèi)增速將明顯回升，拉動上半年全社會用電量同 比增長 6%左右。正常氣候情況下，預(yù)計(jì) 2023 年全年全社會用電量 9.15 萬 億千瓦時，比 2022 年增長 6%左右。 (2) 最高用電負(fù)荷：正常氣候情況下，預(yù)計(jì)全國最高用電負(fù)荷 13.7 億千瓦左右， 比 2022 年增加 8000 萬千瓦左右;若出現(xiàn)長時段大范圍極端氣候，則全國最 高用電負(fù)荷可能比 2022 年增加 1 億千瓦左右。增長幅度約 6.2%~7.8%。 (3) 氣溫及降水：氣象部門預(yù)計(jì)今年夏季(6 月至 8 月)西南地區(qū)東部及華中中 部降水偏少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部、四川東北部等地 降水偏少 2～5 成，可能出現(xiàn)區(qū)域性氣象干旱，將會對當(dāng)?shù)仉娏?yīng)以及電力 外送產(chǎn)生影響。

　　根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022 年我國水電、煤電、氣電、生物質(zhì)、核電裝機(jī)容量分別凈增 加 2256 萬、1464 萬、591 萬、325 萬和 227 萬千瓦，總計(jì) 4864 萬千瓦。風(fēng)電、太陽 能分別凈增加 3673 萬和 8607 萬千瓦?？紤]到風(fēng)電、太陽能幾乎無法提供頂峰供電能力， 其余電源凈增加量依然與 8000 萬~1 億千瓦的最高負(fù)荷增長有明顯差別。由于我國火電 大規(guī)模核準(zhǔn)從去年下半年啟動，今年仍無法大規(guī)模投產(chǎn)，預(yù)計(jì)今年全國系統(tǒng)備用率仍將進(jìn) 一步下降，下降幅度約 2.7%~3.8%，與 2022 年下降幅度相當(dāng)?？紤]到去年西南、華東 等地已經(jīng)明顯缺電，且今年西南和華中部分地區(qū)降水仍然偏少，今年缺電形勢存在進(jìn)一步 加劇的可能。

　　根據(jù)電規(guī)總院的預(yù)測，2023 年、2024 年我國電力供需整體處于偏緊狀態(tài)，其中北方 地區(qū)由于新能源的快速增長，整體電力供需處于緩解態(tài)勢，南方則由于新能源資源較差以 及火電裝機(jī)投產(chǎn)尚需時間等因素影響，電力供需緊張加劇。

　　尖峰負(fù)荷加劇使得僅依賴電源側(cè)大量投資解決缺電問題效果變差，需要用戶側(cè)更多參 與調(diào)節(jié)。隨著新能源比例和第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民用電量比例不斷上升，尖峰負(fù)荷會變的更 加突出、時間更短，僅靠發(fā)電側(cè)投資解決高峰時段供不應(yīng)求的問題經(jīng)濟(jì)性太差，因此需求 側(cè)資源參與保障供應(yīng)。工商業(yè)儲能低谷時段充電、高峰時段放電的策略，可以在不影響企 業(yè)總用電量的情況下保證高峰時段供應(yīng)，同時保證企業(yè)正常生產(chǎn)運(yùn)營，是有效的解決缺電 問題的手段，但過去這一功能主要受到三方面問題的制約：(1)經(jīng)濟(jì)性問題：用戶側(cè)電價靈活性不足，充放電價差太小導(dǎo)致工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性不足;(2)有序用電問題：我國 解決缺電問題的主要手段是有序用電，即通過行政手段按照一定的規(guī)則輪流停電，導(dǎo)致企 業(yè)停電時間過長，工商業(yè)儲能無法發(fā)揮解決缺電問題的能力;(3)需量電費(fèi)問題：大工 商業(yè)企業(yè)一般實(shí)行兩部制電價，需要根據(jù)其最高用電負(fù)荷繳納需量電費(fèi)，工商業(yè)儲能充電 時可能提高需量電價。 當(dāng)下時點(diǎn)來看，這三大制約因素均有望得到解決。

　　3.1 峰谷價差拉大，工商業(yè)儲能投資回收期縮短

　　工商業(yè)儲能應(yīng)用領(lǐng)域主要分為單獨(dú)配置、光儲一體和微電網(wǎng)。工商業(yè)儲能系統(tǒng)較大儲 容量較小，功能相對簡單，主要由電池、BMS、PCS(通常采用雙向變流)、EMS 及其 他電氣電路和保護(hù)、監(jiān)控系統(tǒng)組成。不同于大儲，工商業(yè)儲能系統(tǒng) EMS 通常不需要考慮 電網(wǎng)調(diào)度需求，主要為本地提供電力，只需具備局域網(wǎng)內(nèi)的能量管理和自動切換功能。工 商業(yè)儲能的應(yīng)用場景主要包括單獨(dú)配置儲能、光儲一體、微電網(wǎng)等。單獨(dú)配置儲能主要應(yīng) 用于削峰填谷以節(jié)約用電費(fèi)用，光儲一體主要應(yīng)用于提高分布式光伏自發(fā)自用率，微電網(wǎng) 領(lǐng)域主要是為離網(wǎng)型微電網(wǎng)平滑新能源發(fā)電和備電和為并網(wǎng)型微電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)能源優(yōu)化和節(jié)能 減排。

　　工商業(yè)儲能運(yùn)營模式主要分為自建和合同能源管理模式。1)業(yè)主自建：工商業(yè)用戶 自行安裝儲能。用戶自行承擔(dān)初始投資成本及每年設(shè)備維護(hù)成本;2)合同能源管理(市 面較常見)：能源服務(wù)企業(yè)協(xié)助用戶安裝儲能，能源企業(yè)投資建設(shè)儲能資產(chǎn)并負(fù)責(zé)后期運(yùn) 維，能源服務(wù)企業(yè)與用電企業(yè)分享儲能收益，目前一般按照 90%:10%或 85%:15%等比例。 此模式對業(yè)主方而言僅需提供場地，按服務(wù)效果付費(fèi)，但對投資方而言存在資金壓力、收 益波動和安全運(yùn)行的風(fēng)險，具備一定資金及產(chǎn)品服務(wù)壁壘，因此能源服務(wù)方一般以對儲能 建設(shè)和運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)較多的綜合能源公司、能源集團(tuán)、儲能設(shè)備商為主。

　　2022 年工商業(yè)儲能占比僅為全國儲能能量口徑 6.7%。用戶側(cè)儲能主要包含工商業(yè) 儲能及戶用儲能，我國用戶側(cè)儲能以工商業(yè)儲能為主。根據(jù)中電聯(lián)公布的數(shù)據(jù)推算，2022 年工商業(yè)及產(chǎn)業(yè)園區(qū)用儲能新增裝機(jī)容量約 523MWh，約占 2022 年新增電化學(xué)儲能電 站總能量口徑的 6.7%，占比較小。從裝機(jī)地區(qū)看，用戶側(cè)項(xiàng)目主要在浙江、廣東、江蘇、 安徽等地。 當(dāng)前工商業(yè)經(jīng)濟(jì)性主要來源于峰谷價差套利。對于未使用光伏用戶，經(jīng)濟(jì)性主要體現(xiàn) 在利用儲能進(jìn)行峰谷套利;對于光伏用戶而言，則可以通過自發(fā)自用節(jié)省購電成本。目前 工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性主要來源于峰谷套利，同時還來自于能量時移、需量管理、備電需求 以及未來的電力現(xiàn)貨市場套利及電力輔助服務(wù)。

　　平均峰谷價差逐漸拉大，為工商業(yè)儲能套利提供可能性。2021 年 7 月 26 日，國家發(fā) 改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，各省響應(yīng)出臺拉大峰谷價差。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，2022 年全國 30 省市平均峰谷價差已達(dá)到 0.70 元/kWh。自 2023 年以來， 峰 谷 價 差 進(jìn) 一 步 拉 大 ， 全 國 30 省 份 1-6 月 平 均 峰 谷 價 差 達(dá) 0.78/0.75/0.72/0.69/0.68/0.69 元每度，除 4 月和 5 月以外，其他月份峰谷價差較 2022 年均有所上漲。

　　進(jìn)入 6 月峰谷價差持續(xù)維持高位。2023 年 6 月，17 省份尖/峰谷價差超 0.7 元/kWh， 其中 5 個省份尖/峰谷價差超 0.9 元。廣東、海南、浙江尖/峰谷價差持續(xù)維持高位，分別 為 1.35/1.24/0.97 元/kWh。

　　兩充兩放縮短投資回收周期。以工商業(yè)儲能配置時長 2 小時、每年可工作 330 天計(jì)算， 則兩充兩放的情況下 10 年充放 6600 次，基本達(dá)到鋰電池壽命，是比較合理的充放電策 略。我們以 5MW/10MWh 規(guī)模為例，假設(shè)其初始成本為 1.6 元/Wh，放電深度 90%， 充放電損耗 90%，年運(yùn)維費(fèi)用為初始投資的 1%?？紤]第三方工商業(yè)儲能模式，即全部由 第三方儲能運(yùn)營商投資運(yùn)營，用戶和運(yùn)營商按 15%和 85%的比例分成。

　　在此假設(shè)下，假設(shè)每天兩充兩放平均價差為 0.7 元/kWh，則第三方運(yùn)營商全投資收 益率可達(dá)到 6.9%，基本具備投資價值。

　　我國各省峰谷電價設(shè)置主要有四種模式： (1)谷時段處于白天，可進(jìn)行一次峰谷和一次峰平套利：以新能源比例較高的西北 部分省份，如寧夏、甘肅、青海等地為代表，通常整個白天均為谷時段，早上和晚上為峰 時段。這些地區(qū)可以設(shè)置兩充兩放策略，但僅能進(jìn)行一次峰—谷和一次峰—平套利，且由于本地電價水平較低，價差不明顯。以甘肅 110kV 兩部制電價為例，峰-谷價差僅為 0.15 元/kWh，峰-平價差 0.063 元/kWh，經(jīng)濟(jì)性較差。 (2)中午和凌晨均設(shè)置谷時段，可進(jìn)行兩次峰谷套利：以浙江、新疆、山西等省份 為代表，通常在午間和凌晨設(shè)置低谷時段，早上和下午(或晚間)設(shè)置高峰或尖峰時段， 這樣可以享受兩次峰-谷套利，是最適合工商業(yè)峰谷套利的地區(qū)。浙江省 110kV 兩部制電 價兩次峰—谷平均價差為 0.7 元/kWh，如果兩次尖峰—谷套利，價差則為 0.9 元/kWh， 完全具備投資價值。 (3)凌晨為谷時段，中午為平段，可進(jìn)行一次峰谷和一次峰平套利：其余大多數(shù)省 份，通常凌晨為谷時段，午間為平時段，這些省份只能進(jìn)行一次峰—谷和一次峰—平套利， 但由于部分發(fā)達(dá)省份電價水平較高且電價水平差距較大，仍有可能具備峰谷套利經(jīng)濟(jì)性。 如廣東省 110kV 兩部制用戶平均價差 0.68 元/kWh，7—9 月實(shí)行尖峰電價時平均價差 0.97 元/kWh，年平均價差達(dá)到 0.75 元/kWh。 (4)僅中午設(shè)置谷時段，僅能進(jìn)行一次峰谷套利：代表省份是山東省，雖然中午設(shè) 置為低谷甚至深谷，但由于高峰期緊貼深谷，僅能進(jìn)行一次峰谷套利，經(jīng)濟(jì)性不突出。

　　3.2 電改推動需求側(cè)資源發(fā)展工商業(yè)儲能成關(guān)鍵環(huán)節(jié)

　　停電限電將直接影響企業(yè)生產(chǎn)，備電焦慮助長工商業(yè)儲能需求。2021 年全國多地出 現(xiàn)拉閘限電亂象，2022 年以來，四川、山東、浙江、江蘇、安徽等省先后發(fā)布限電通知。 電力雖占大多數(shù)行業(yè)成本比重不高，但停電限電將直接導(dǎo)致企業(yè)停產(chǎn)。引發(fā)而來的除停工 時造成的經(jīng)濟(jì)損失外，更有啟停效率、成本等多種不利于生產(chǎn)的因素。因此以高耗能企業(yè) 為代表的工商業(yè)用戶具有備電需求。而儲能系統(tǒng)可在停電或限電時可替代 UPS 電源實(shí)現(xiàn) 備電，若疊加分布式光伏，則可實(shí)現(xiàn)電的自發(fā)自用，盡可能減少突發(fā)停電造成的經(jīng)濟(jì)損失。 電改推動需求側(cè)資源發(fā)揮更大作用。隨著缺電現(xiàn)象愈演愈烈，電力體制改革加速，推 動需求側(cè)資源發(fā)揮更大作用。5 月 19 日，國家發(fā)改委發(fā)布了《電力需求側(cè)管理辦法(征 求意見稿)》和《電力負(fù)荷管理辦法(征求意見稿)》，對新形勢下需求側(cè)管理政策進(jìn)行整合和提升。首先，在定義上，電力負(fù)荷管理包括需求響應(yīng)和有序用電等措施，需求響應(yīng) 是指應(yīng)對短時的電力供需緊張、可再生能源電力消納困難等情況，通過經(jīng)濟(jì)激勵為主的措 施，引導(dǎo)電力用戶根據(jù)電力系統(tǒng)運(yùn)行的需求自愿調(diào)整用電行為，實(shí)現(xiàn)削峰填谷，提高電力 系統(tǒng)靈活性，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，促進(jìn)可再生能源電力消納。

　　此外，本次政策還提出要鼓勵需求側(cè)響應(yīng)主體常態(tài)化參與各類電能量、輔助服務(wù)市場、 應(yīng)急備用服務(wù)、容量市場或容量補(bǔ)償?shù)仁袌?，豐富收益來源，并建立完善與電力市場銜接 機(jī)制。

　　有序用電逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)槭袌龌瘷C(jī)制，工商業(yè)儲能有更大發(fā)揮空間。5 月 19 日政策對有 序用電和需求側(cè)管理機(jī)制進(jìn)行了重大調(diào)整，明確要用市場化手段、經(jīng)濟(jì)激勵為主的方式來 提高需求側(cè)響應(yīng)能力，一方面除了電能量市場外，通過推動需求側(cè)資源進(jìn)入輔助服務(wù)市場 和容量市場，使得需求側(cè)資源有更豐富的收益來源。仍以上述浙江 5MW/10MWh 為例， 假設(shè)浙江按照杭州蕭山 4 元/kWh 標(biāo)準(zhǔn)參與需求側(cè)響應(yīng)，并假設(shè)一年參與 20 次需求側(cè)響應(yīng)，放電深度 90%，在不考慮容量電費(fèi)的情況下，可使得全投資 IRR 由 6.9%提升至 10.9%。目前需求側(cè)響應(yīng)時長正處于逐步完善并加速發(fā)展的過程中，需求側(cè)響應(yīng)市場基礎(chǔ) 制度和標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范逐漸出臺，預(yù)計(jì)未來需求側(cè)響應(yīng)等將成為工商業(yè)儲能盈利模式的重要補(bǔ)充。 更加關(guān)鍵的是，有序用電將作為托底手段，工商業(yè)儲能保電能力將得到充分發(fā)揮。此 次政策明確有序用電的實(shí)施條件，則規(guī)定必須在“提升發(fā)電出力、市場組織、需求響應(yīng)、 應(yīng)急調(diào)度”等措施后仍無法滿足電力電量平衡，才可以實(shí)施。與此前版本表述最明顯的區(qū) 別是，有序用電需要先用市場化措施，失效后才可以由行政手段接入，這將充分釋放工商 業(yè)儲能保電能力。

　　3.3 輸配電價改革鼓勵用戶進(jìn)行需量管理 新增潛在重要收益來源

　　2023 年 5 月 15 日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事 項(xiàng)的通知》。這預(yù)示著第三監(jiān)管周期輸配電價改革終于落地。 此次輸配電價改革力度較大，其中比較關(guān)鍵的點(diǎn)有：

　　(1) 提高容(需)量電價，降低電量電價

　　本輪輸配電價改革的一大亮點(diǎn)是普遍提高了容(需)量電價，而降低了電量電價。其 中除了容(需)量和電量電價同時降低的省份外，只有廣東、北京、山西、四川等省份是 降低了容(需)量電價而提高了電量電價，剩余省份均不同程度提高了需量電價。 這一改革的目的，實(shí)際上是推動工商業(yè)企業(yè)更多的對其用電負(fù)荷進(jìn)行管理。

　　(2)給與優(yōu)惠條款：每月每千伏安用電量達(dá)到 260 千瓦時及以上的，當(dāng)月需量電價 按本通知核定標(biāo)準(zhǔn) 90%執(zhí)行。

　　這條政策主要目的是推動工商業(yè)企業(yè)進(jìn)行最高負(fù)荷管理，在保持總用電規(guī)模的前提下， 盡量降低最高用電負(fù)荷即可享受相應(yīng)的優(yōu)惠。我們以前文所述浙江 5MW/10MWh 工商業(yè) 儲能為例，假設(shè)公司配儲規(guī)模為變壓器容量的 20%，即變壓器容量為 25MW，假設(shè)接入 110kV 電網(wǎng)，每月變壓器等效利用率為 40%，不配儲的情況下最高用電負(fù)荷為變壓器容 量的 70%，在配儲的情況下最多可以將最高用電負(fù)荷降低至變壓器容量的 50%。

　　在此假設(shè)下，采用工商業(yè)儲能降低需量電費(fèi)，第一年理論最大節(jié)省需量電費(fèi)可達(dá) 218.4 萬元，在考慮 DoD 和儲能衰減等情況下，最大可將工商業(yè)儲能全投資 IRR 從 6.9% 提升至 17.8%，收益率大幅提高。當(dāng)然，這是一種比較理想的簡單估算，控制最高用電負(fù) 荷可能會導(dǎo)致工商業(yè)儲能充放電策略發(fā)生變化，進(jìn)而導(dǎo)致峰谷價差套利空間減小，從而使 得實(shí)際收益率難以達(dá)到理想值。但不論如何，新的需量電費(fèi)規(guī)則為工商業(yè)儲能提供了可能 的額外收益，也提高了用戶側(cè)提高需量管理的意愿，進(jìn)而降低電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。