粤港澳大湾区工商业储能发展前景研究

　　中国人民大学 闫炎 王雨桉 李颖萱 陈骏飞 温晋明

　　指导老师 郭伯威

　　近年来，为实现“双碳”目标，我国不断提高可再生能源在能源结构中的比重，加快建设新型电力系统，储能成为新型电力系统的必要组成部分。储能系统由电源侧、电网侧、用户侧储能组成。总体来说，用户侧储能在储能体系中占比不高。近两年来，我国用户侧储能在政策、市场激励下，发展形势不断向好，工商业储能作为国内用户侧储能的主要形式，其商业模式逐渐清晰，涌入此赛道的玩家不断增多。其中，广东省得益于较大的峰谷电价差和较大的工商业用电规模，工商业储能投运规模在全国处于领先地位，粤港澳地区储能发展对推进全国储能产业建设具有重要借鉴意义。

　　一、研究背景

　　为研究粤港澳大湾区工商业储能发展现状及前景，本团队查阅国内外储能相关文献资料，总结了国外工商业储能发展对于我国的借鉴意义。除此之外，本团队还实地调研了电力调度和交易机构、发电企业、储能项目投资运营商以及设备商等相关方，从应用场景、成本构成、盈利逻辑、投资模式、市场现状、利润测算等方面总结了调研成果。

　　在文献研究方面，团队通过梳理美国、欧洲工商业储能发展现状，发现国外的储能发展依托于电力系统高度市场化、居民电价高的现实背景。相较而言，我国居民电价低、工商业用户电价高，借鉴国外发展的经验，我国发展储能的关键在于不断完善电力市场体系，加大储能技术研发投入以降低单位投资成本，有针对性地对地方项目进行合理补贴以提升工商业储能的经济性。对于国内工商业储能发展现状，本团队发现，在现行电力市场和输配电价机制下，新型储能仅能通过参与能量市场和辅助服务市场获益，其降低整体发电成本、降低容量建设成本、提高系统安全稳定性、为电网提供灵活控制资源等的潜在价值没有得到相应回报，要解决工商业储能投资回报问题，需要对应其提供的服务，进入多类市场。

　　在厘清国内外现状后，本团队实地调研广东省工商业储能行业相关代表性主体，调研情况总结如下：第一，从企业盈利角度来看，各主体表示峰谷价差套利是目前工商业储能最主要的盈利模式，且随着广东地区峰谷价差不断拉大，工商业储能收益持续提升，同时，碳酸锂价格下跌带动工商业储能项目单位投资成本下降，在收益提升和成本下降的加持下，工商业储能经济性进一步提升。第二，从市场竞争角度看，工商业储能技术门槛较低，加上行业规范不健全，大量涌入的市场参与者可能导致劣币驱逐良币的现象，相关人士建议，成立行业协会进行规范，并在产品的差异性逐渐凸显后淘汰一些低质量企业。当下，可选择且有装配意愿的优质客户仍然较少，一方面，客户普遍对工商业储能缺乏准确认知，且服务商开发路径高度依赖现有资源;另一方面，配储需要用户的用电曲线跟峰谷曲线匹配且具有合适的场地布置储能机箱。第三，从储能参与电力市场化交易角度来看，鉴于目前我国电力现货市场仍在建设中，加之工商业储能由于充放电规模小、调度优先级低，短时间内难以真正参与现货市场，应通过虚拟电厂建设进行试点。

　　二、调研成果

　　下面从应用场景、成本构成、盈利逻辑、投资模式、市场现状对调研成果进行总结，并进行模拟利润测算。

　　1.应用场景

　　目前国内的工商业储能应用场景主要分为三类：单独配置、光储(充)一体化电站、微电网。单独配置是工商业储能最基础、最常见的应用场景;光储(充)一体化电站在单独配置的应用场景上拓展了储能的价值空间，提高了配备光伏用户的发用电灵活性，在拓展工商业储能的盈利方式的同时也降低了光伏并网对电网的冲击。但光储(充)一体化电站也对性能与安全提出了更高的要求，且普遍存在经济性不高的问题。微电网场景中的应用则对储能的精准调节能力提出了更高的要求，系统的耦合性更强。

　　2.成本构成

　　在成本构成方面，工商业储能系统成本拆分如下：电芯成本约为1.00元/瓦时，占比约50%;PCS成本约为0.15元/瓦时，占比约7%;BMS、EMS等成本约为0.26元/瓦时，占比约13%;集装箱、线缆等成本约为0.25元/瓦时，占比约12%;设计、施工等非设施部分成本约为0.35元/瓦时，占比约17%(数据来源：索比储能网)。在储能系统中，电芯是最大的成本支出，其正极主要材料为碳酸锂，碳酸锂占储能电芯成本高达30%—40%。2022年碳酸锂价格持续上涨，一度涨至11月的59万元/吨。2023年以来碳酸锂价格快速下行，带动电芯及终端招标价格下降。有研究者预计，未来碳酸锂价格有望回落至10万—15万元/吨，对应的电芯成本降低至0.35—0.40元/瓦时，调研企业有关负责人也提到，碳酸锂、电芯价格均呈下降趋势，带动工商业储能项目单位投资成本呈下降趋势。

　　3.盈利逻辑

　　在盈利逻辑方面，本调研团队结合广东地区实地调研结果及现有全国各省份交易细则，总结出常见的工商业储能盈利方式如下：

　　一是峰谷价差套利。由于每日不同时段工商业用电量不同，我国实施峰平谷时段电价，在用电高峰期电价上涨;用电低谷期电价下跌。工商业储能可利用峰谷价差进行充放电套利。具体来说，用户可在负荷低时，以较低的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，减少峰时用电成本。

　　据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，全国2022年工商业平均峰谷价差已达0.704元/千瓦时，其中，位居价差前三的地区分别是广东省(珠三角五市，1.259元/千瓦时)、海南省(1.07元/千瓦时)、浙江省(0.978元/千瓦时)(数据来源：各省电网)。同样以广东省珠三角五市为例，2023年8月电网代理购电电价中，一般工商业(不满1千伏)单一制尖峰电价为1.777元/千瓦时，低谷电价为0.340元/千瓦时，峰谷价差达到1.437元/千瓦时。峰谷价差套利收益也与每日充放次数有关，广东目前已经能够实现部分两充两放，储能经济性进一步提高。据广州发展集团新能源南沙充电站相关负责人员介绍，充电站的充放电基本情况为每日0:00—8:00充电(谷时)，10:00—12:00放电(峰时)，12:00—14:00充电(平时)，15:00—19:00放电(峰时)，其余时间系统待机。储能系统效率较高，2021年均达到92.5%(9月最高93.5%，8月最低90.2%)，2022年均达到92.9%(8月最高96.4%，7月最低88.75%)，月份之间的偏差来源于后台系统故障。

　　二是降低基本电费。根据本次调研访谈，我们了解到，在两部制电价背景下，基本电费可选择按最大负荷需量计费或按变压器容量计费。用电用户的变压器容量一般是固定的，因此，按变压器容量计费操作简单，便于计算。按最大需量计费则由用户按需申请、按需用电。用户可从满足生产需求、节能、降低用电成本、可操作性等方面考虑选择按容或按需缴费方式。目前，珠三角的基本电费价格分别为36.1元/千伏安(需量)和22.6元/千伏安(容量)，理论测算(即容量成本除以需量成本)的最大需量超过容量的62.6%时，按容计费成本更低。由于按容计费的用户往往拥有更高的用电量和充放电频率，且操作更简便，储能服务方更青睐按容计费的用户。工商业储能通过降低变压器容量，可有效降低按容计费时的基本电费，从而降低成本。

　　三是新能源消纳。一般情况下，光伏发电与负载消耗存在时间上的错配。当光伏发电超出负载消耗时，工商业用户以低价出售余电给电网公司;当光伏发电小于负载消耗时，工商业用户需要以高价代理购电。通过安装储能系统，对光伏发电实现削峰填谷，在光伏发电量大时储存无法消耗的电量，在光伏发电量不足时释放储能系统中的电量供给负载，减少高价购电成本。

　　四是专项补贴。广东省部分城市对工商业储能直接给予专项补贴支持，包括系统运行补偿(非自身原因导致在现货电能量市场中的收益低于运行成本费用和电能量报价费用的较小值时，根据独立储能运行成本费用或报价费用与其在现货电能量市场中的收益之差及补偿系数进行补偿)、深度调峰补偿(按照市场出清结果要求，独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿)、投资补贴(按储能投资额进行补贴)。通过本次调研我们了解到，目前广东地区用户侧储能补贴较少，且对容量、投资额等要求较高，实际满足条件的工商业储能项目不多。

　　五是工商业储能加虚拟电厂，工商业储能可参与虚拟电厂，进一步拓宽盈利边界。2023年6月29日，深圳虚拟电厂管理平台2.0上线试运行，广东虚拟电厂从初步探索阶段向实践阶段迈出了重要一步，工商业储能+虚拟电厂未来可期。其具体盈利模式有需求侧响应、辅助服务市场、现货市场交易等。

　　4.投资模式

　　在投资模式方面，调研团队调研并总结了工商业储能的不同投资模式。此外，融资租赁模式也在工商业储能领域崭露头角。不同的投资商业模式将在工商业储能市场的不同发展阶段发生变化，目前(市场早期)，合同能源管理、融资租赁的模式有利于推动用电企业决策和使用储能，属于较稳健保守的投资模式。在市场发展中期，随着市场规则完善，投资者对收益的预期趋于稳定，自主投资和融资租赁占比将有所增加，而纯租赁的投资模式将高度依赖重资产运营的企业数量。

　　5.市场现状

　　在市场现状方面，与大储能相比，工商业储能由于缺乏政策激励和盈利渠道，起步较晚，发展缓慢。EESA数据库显示，2022年已并网新型储能项目中，电源侧和电网侧储能装机量占比分别为49%和43%，而用户侧储能占比仅为8%。然而，近年来随着各地逐步推进落实分时电价相关政策，工商业储能经济性初显、商业模式愈加清晰后，市场主体投资工商业储能的意愿也愈加强烈，发展逐步加速。2021年我国工商业储能新增装机188兆瓦/333兆瓦时，2022年新增装机257兆瓦/928兆瓦时，同比增速分别达到36.7%、178.7%。《白皮书》显示，2023年1—6月，中国用户侧储能项目新增装机规模约138兆瓦，主要是工商业储能。2023年底，工商业储能新增装机规模有望达到300—400兆瓦。按照工商业储能系统成本1.2—1.5元/瓦时、储能时长约2.5小时估算，2025年我国工商业储能累计市场规模为65亿—80亿元。许多业内人士认为目前我国工商业储能市场刚起步，暂未形成竞争格局，且对市场潜在用户数目的估计尚处于模糊空白阶段，本调研团队认为可以单台变压器容量大于630千伏安为基准条件，筛选粤港澳地区所有潜在用户。

　　6.利润测算

　　为模拟测算工商业储能当前的经济性，我们根据调研成果和目前的项目研究做出一系列假设后进行了粗略测算。通过测算结果可知，在假设的峰谷价差水平，考虑容量电费和政策补贴，不考虑需求响应和辅助服务，考虑前10年，经济性测算得出IRR=16%，此工商业储能项目预计5.45年回本。

　　三、市场展望

　　从相关政策来看，建构清洁低碳的能源体系，大力发展储能是大势所趋。2019年2月18日，中共中央、国务院印发《粤港澳大湾区发展规划纲要》(以下简称《规划纲要》)。《规划纲要》指出，要大力推进能源供给侧结构性改革，优化粤港澳大湾区能源结构和布局，建设清洁、低碳、安全、高效的能源供给体系。2022年4月13日，《广东省人民政府办公厅发布关于印发广东省能源发展“十四五”规划的通知》发布，在推进粤港澳大湾区能源协同方面，《广东省能源发展“十四五”规划》明确以“湾区所向、港澳所需、广东所能”为导向，积极推动粤港澳大湾区能源协同发展，形成粤港澳统筹协调、互联互通、优势互补、合作共赢的格局，努力构建清洁低碳、安全可靠、智能高效、开放共享的区域能源体系，为建设国际一流湾区和世界级城市群提供高质量能源发展支撑。

　　从市场前景来看，目前，广东地区已经形成了较为完善的储能产业链，拥有储能电池等核心部件的生产能力以及优质客户与合作模式，同时拥有较为良好的市场环境和政策支持，未来储能产业发展潜力巨大。

　　具体来说，在成本方面，目前工商业储能主要采用电化学储能，成本呈降低趋势，短期成本下降带动工商业储能经济性进一步提升，能够刺激工商业储能投资。在收益方面，目前工商业储能的主要盈利方式为峰谷价差套利，而广东较大的峰谷价差为工商业储能的发展孕育了肥沃的土壤。广东较多的能源服务商和“敢闯敢试”的创业氛围推动了工商业储能的快速发展，但同时也导致能源服务商在合同能源管理模式下议价能力减弱。中长期来看，工商业用户全部进入电力市场后，储能需要通过虚拟电厂等方式进行市场化盈利，真正发挥其用户侧可调节负荷的价值。在政策方面，随着分时电价体制不断完善、新型储能补贴政策落地、新型储能参与电力市场的规模不断扩大，政策导向将进一步推进工商业储能的建设，包括提供补贴政策、调整输配电价政策，以及推广隔墙售电等措施。行业标准方面，针对集中箱式和分布式储能系统的行业规范也会进一步确立。然而，在新型储能中，工商业储能占比很小，集成程度低，市场主体的缺失导致其参与虚拟电厂和现货市场交易难度加大，也难以达到预期交易试点的实施时点和实际效果。可以预见的是，若政府主体重视工商业储能带来的正外部性等福利效应并给出相应政策导向，从发电总成本、降低系统阻塞、新能源消纳等角度对工商业储能服务提供方和用户给予不同形式的补贴，工商业储能的发展将产生质的飞跃。

　　本次调研认识并总结了储能行业目前存在的部分问题：一是价格竞争压力较大，存在产品质量下降的隐患;二是储能标准体系有待完善，技术安全性和可靠性仍需提升;三是部分地区补贴力度不足，盈利模式有待拓展。针对以上问题，本团队结合从业人员的建议，查阅资料，总结出以下行业发展建议：探索共享储能发展，优化资源配置，创新商业模式;完善财政政策和补贴机制，提升储能经济性;完善电力市场建设，建立储能价格机制;提升创新能力，拓展应用领域，提升企业行业竞争力;推动建立工商业储能行业标准，促进行业高质量发展。

　　相对广东地区来说，香港、澳门地区的储能产业发展速度较慢，但也在政策扶持下开启并推进，具有广阔的发展前景。港澳地区是国际金融和商业中心，稳定的能源供应至关重要，工商业储能系统可以在紧急情况下充当备用电源，确保业务连续性和能源安全。除此之外，工商业储能系统还可以帮助优化能源使用，通过在高峰、低谷时段储存、释放电能，减少电能浪费，提高能源效率。未来，储能的发展将进一步推动港澳地区能源高质量发展，储能可支持可持续能源发展、提升能源安全与效率，有利于产业保供降本。

　　目前广东地区在成本端、收益端、政策端均呈现良好态势，工商业储能行业发展较好，产业链完整，本团队看好广东地区的工商业储能行业发展，而目前港澳地区储能发展缺乏相关政策引导支持，但具有战略需求和供给潜能。工商业储能发展对于港澳地区具有一定意义，港澳地区发展工商业储能具有一定地域优势，港澳地区良好的研发环境和人才储备有助于推动储能技术的发展。在盈利方式上，港澳地区的峰谷价差与其他地区相比并不显著，盈利方式有待结合应用场景进一步探索。鉴于工商业储能发展初期属于“政策驱动型”，港澳地区工商业储能未来能否获得发展仍取决于地区是否出台相关法规、补贴政策。粤港澳地区储能共同推进将有助于地区储能高效高质量推进和全国储能行业的发展。

　　(本报告节选自第十届“能源青年行”暑期调研报告《粤港澳大湾区工商业储能发展前景研究》。“能源青年行”暑期调研计划是由南方电网数字传媒科技有限公司《南方能源观察》杂志社主办的青年公益项目，旨在为关心能源问题的国内外青年学生提供资金支持和专业指导，鼓励青年人深入能源一线，研究能源话题，传播能源常识，探索我国可持续的能源发展路径。)