工商業(yè)用戶是我國電力消耗的主力。根據(jù)國家統(tǒng)計(jì)局?jǐn)?shù)據(jù)，2022年全國工業(yè)用電量5600TWh，占全社會用電量的64.8%。
在“雙碳”目標(biāo)下，工商業(yè)儲能利好政策層出不窮，掀起工商業(yè)用戶配儲熱潮。據(jù)高工產(chǎn)業(yè)研究院(ggii)預(yù)測，2023年工商業(yè)儲能出貨量將達(dá)8gwh。
不同于海外市場，我國工商業(yè)儲能行業(yè)的的驅(qū)動因素較為復(fù)雜，主要是以政策為核心，通過不斷豐富工商業(yè)儲能的盈利方式使其具備經(jīng)濟(jì)性。
工商業(yè)儲能的應(yīng)用場景可分為單獨(dú)配置儲能、光儲(充)一體化以及微電網(wǎng)儲能，不同工商業(yè)場景的考量因素也有所差別。具體來看，我國工商業(yè)儲能的驅(qū)動因素可以歸結(jié)為四大方面。
拉閘限電頻發(fā)，用電保障需求凸顯
從世界范圍來看，我國電力供應(yīng)整體穩(wěn)定度高。然而，在能耗雙控、動力煤價(jià)格高漲、特殊氣候等原因影響下，2021年、2022年，我國不少地區(qū)對工業(yè)企業(yè)實(shí)行拉閘限電，包括遼寧、山東、廣東、上海、浙江、江蘇、湖南、陜西、青海、廣西、云南、四川、內(nèi)蒙古等地區(qū)。
尤其是鋼鐵、建材、化工、紡織等高能耗行業(yè)受拉閘限電政策影響較大，導(dǎo)致企業(yè)減產(chǎn)、收入大幅下滑。
據(jù)悉，今年上半年，我國經(jīng)濟(jì)活躍度提升，加上夏季高溫天氣來得早、范圍大，帶動全國用電需求快速增長，全國日發(fā)電量和用電負(fù)荷持續(xù)攀升，屢創(chuàng)歷史新高，最高值分別達(dá)到301.71億千瓦時(shí)和13.39億千瓦，能源電力安全保供的復(fù)雜、艱巨程度明顯加大。不過，煤炭供應(yīng)水平較高起到了兜底保供作用，今年缺電情況較去年而言相對樂觀。
電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院發(fā)布《中國電力發(fā)展報(bào)告2023》顯示，預(yù)計(jì)2024年至2025年，全國電力供應(yīng)保障壓力仍然較大。極端氣候顯著推高電力負(fù)荷，結(jié)合當(dāng)前電源、電網(wǎng)工程投產(chǎn)進(jìn)度，預(yù)計(jì)2024年電力供需緊張地區(qū)增至14個(gè)。
基于保障用電安全的迫切需求，配置工商業(yè)儲能成為企業(yè)應(yīng)急備電、降低能源開支的重要方法。工商業(yè)儲能可保障短時(shí)用電需求，但對于不少地區(qū)的限電時(shí)間為15天/21天甚至更長，工商業(yè)分布式光伏配儲成為優(yōu)選方案。數(shù)據(jù)顯示，2023年上半年我國新增工商業(yè)光伏19.44GW，同增81%。
峰谷價(jià)差拉大，正午谷電、綠證核發(fā)提升分布式光伏配儲經(jīng)濟(jì)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(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，其中提到，上年或當(dāng)年預(yù)計(jì)最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1;其他地方原則上不低于3:1;尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%;合理設(shè)置季節(jié)性峰谷電價(jià)價(jià)差。
此外，該通知還提到，鼓勵(lì)工商業(yè)用戶通過配置儲能、開展綜合能源利用等方式降低高峰時(shí)段用電負(fù)荷、增加低谷用電量，通過改變用電時(shí)段來降低用電成本。
此后，各地分時(shí)電價(jià)機(jī)制不斷完善，峰谷價(jià)差拉大。數(shù)據(jù)顯示，2022年全國31個(gè)省市/地區(qū)的總體平均最大峰谷價(jià)差為0.7元/kWh，有16個(gè)省市超過平均值，而0.7元/kWh也正是工商業(yè)儲能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性的門檻價(jià)差。
2023年8月，最大峰谷價(jià)差超過0.7元/kwh的省市有22個(gè)，上海市最大峰谷價(jià)差達(dá)1.9元/kWh排在首位，各省市地區(qū)平均最大峰谷價(jià)差為0.757元/kWh。
目前，峰谷價(jià)差套利是我國工商業(yè)儲能的主要收入來源，隨著峰谷價(jià)差逐漸拉大，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性得到提升。
今年以來，有青海、寧夏、甘肅、山東、蒙西、新疆、河北、浙江、山西、遼寧等10個(gè)地區(qū)出臺了部分月份中午執(zhí)行谷段電價(jià)政策。這意味著，這些地區(qū)工商業(yè)儲能兩充兩放可獲得更大收益。
其中，青海、寧夏、甘肅的谷段電價(jià)長達(dá)8小時(shí)，用電高峰與光伏發(fā)電高峰時(shí)間基本一致。在此情況下，單獨(dú)分布式光伏的經(jīng)濟(jì)性一定程度上被削弱。除了多地政策要求分布式光伏按照裝機(jī)容量的8%-30%配儲之外，正午谷電政策也將推動分布式光伏配儲需求增長。
此外，今年8月三部門聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進(jìn)可再生能源電力消費(fèi)的通知》將分布式光伏發(fā)電納入綠證核發(fā)范圍，綠證可為風(fēng)電、光伏項(xiàng)目帶來約0.03-0.05元/度的額外收益，后續(xù)綠證交易市場活躍后相關(guān)電量有望額外獲得環(huán)境溢價(jià)，一定程度上幫助提升了分布式光伏配置意愿。
盈利渠道多樣化，隔墻售電有望加速落地
當(dāng)前，工商業(yè)儲能直接補(bǔ)貼政策在全國12省市“遍地開花”。其中，浙江省、廣東省、江蘇省、安徽省出臺的工商業(yè)儲能補(bǔ)貼政策較多。浙江省補(bǔ)貼政策涵蓋多個(gè)市縣;廣東省主要集中在珠三角地區(qū);江蘇省主要在蘇州工業(yè)園區(qū)、無錫高新區(qū)、常州市;安徽省主要在合肥市、蕪湖市、蚌埠市。
各地工商業(yè)儲能直接補(bǔ)貼方式主要以容量補(bǔ)貼、放電補(bǔ)貼和投資補(bǔ)貼為主。溫州市用戶側(cè)儲能放電補(bǔ)貼額度最高，達(dá)0.8元/kWh;浙江省蕭山區(qū)一次性容量補(bǔ)貼達(dá)300元/kW;廣州政府發(fā)布的投資補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)最高，達(dá)到產(chǎn)業(yè)化費(fèi)用的30%，額度最高達(dá)1000萬元。
盈利渠道的拓寬是工商業(yè)儲能發(fā)展的重要推動力。除了直接補(bǔ)貼政策，各地工商業(yè)儲能產(chǎn)業(yè)扶持政策還包括工商業(yè)儲能參與需求側(cè)響應(yīng)、需量管理、輔助服務(wù)等獎(jiǎng)勵(lì)或補(bǔ)償政策。
值得注意的是，輸配電價(jià)改革有助于“隔墻售電”政策進(jìn)一步落地。隔墻售電指的是分布式能源可以直接通過配電網(wǎng)將電能銷售給周邊用戶，而不需要先低價(jià)賣給電網(wǎng)，再由用戶從電網(wǎng)高價(jià)購買。
2017年10月，《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點(diǎn)的通知》提出組織分布式發(fā)電市場化交易試點(diǎn)，標(biāo)志著隔墻售電正式開啟，但過網(wǎng)費(fèi)機(jī)制的爭議成為隔墻售電推行緩慢的重要原因。
2023年5月15日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，是2015年以來的第三次輸配電價(jià)改革，首次實(shí)現(xiàn)工商業(yè)同價(jià)全覆蓋，兩部制電價(jià)執(zhí)行范圍擴(kuò)大，允許按照電壓等級核定容需量電費(fèi)。因此，工商業(yè)用戶安裝分布式光伏配儲系統(tǒng)能夠同時(shí)降低基本電費(fèi)和電量電費(fèi)。
隨著江蘇、浙江率先破局明確過網(wǎng)費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，寧夏、廣東也先后出臺政策積極推行隔墻售電。隔墻售電的進(jìn)一步推行將拓寬工商業(yè)光伏儲能業(yè)主或運(yùn)營商的盈利空間。此外，隨著虛擬電廠及電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的不斷探索，現(xiàn)貨交易有望成為工商業(yè)儲能的遠(yuǎn)期盈利增長點(diǎn)。
初始投資成本下降，長時(shí)儲能縮短投資回報(bào)周期
電池是儲能系統(tǒng)的第一大成本，占比約為60%，而碳酸鋰是關(guān)鍵正極材料，約占儲能電芯成本的30%-40%。今年以來，碳酸鋰價(jià)格一路下行，近期再創(chuàng)年內(nèi)價(jià)格新低，數(shù)據(jù)顯示，2023年9月末，碳酸鋰價(jià)格已跌破17萬元/噸大關(guān)，已較去年11月最高點(diǎn)下降約40萬元/噸，降幅約70%。
按照單GWh電池的碳酸鋰需求量約為600噸計(jì)算，碳酸鋰每噸價(jià)格下降10萬元，電芯成本將下降約0.06元/Wh，換言之，目前儲能電芯成本較去年11月下降了約0.24元/Wh。
隨著上游原材料價(jià)格下降，儲能電芯成本顯著下降，加上產(chǎn)能大規(guī)模釋放導(dǎo)致競爭加劇，儲能系統(tǒng)加權(quán)平均報(bào)價(jià)從今年1月的1.66元/Wh下降至9月的1.051元/Wh，下降了約0.6元/Wh。
由于上游原材料價(jià)格傳導(dǎo)至終端存在一定滯后性，未來短期內(nèi)儲能系統(tǒng)價(jià)格仍將保持下行態(tài)勢。對于業(yè)主或投資方而言，工商業(yè)儲能較高的初始投資成本往往使其“望而卻步”，而降低工商業(yè)儲能初始投資成本能夠直接促進(jìn)業(yè)主或投資方提高配置意愿。
長時(shí)儲能技術(shù)將助力工商業(yè)儲能項(xiàng)目攤薄總成本。根據(jù)目前各省市的峰谷電價(jià)機(jī)制，峰時(shí)持續(xù)時(shí)間基本超過4小時(shí)，儲能時(shí)長的增加將顯著擴(kuò)大峰谷價(jià)差套利空間，工商業(yè)儲能的投資回報(bào)周期將有效縮短。
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