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中国工商业储能现状成本峰谷套利及运营机制

工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自用或者峰谷价差套利。国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。随着未来各地峰谷价差的进一步扩大，同时规模效应带来的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性凸显。

工商业储能系统主要包括PACK电池、PCS（储能变流器）、BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）等。其大都一体化建设，多采取一体柜形式，工商业储能相较储能电站对系统控制水平要求较低，一些PCS同时具备BMS功能，EMS需设定系统充放电时间以达到能量管理目标。目前随着工厂用电量的增加，部分工商储的容量也能达到MW级别。

峰谷价差拉大

近年来，国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。2021年发改委推出的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，在保持电价总水平稳定的基础上，更好引导用电侧削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，并要求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电价价差。据CNESA数据，2023年6月全国共计19个省份的最大峰谷价差超过0.6元/kWh，其中广东省（珠三角五市）的峰谷价差最大，达到1.347元/kWh，超过第二名（海南省）约0.1元/kWh。

2023上半年我国共有22个省份最大峰谷价差超过0.6元/KWh，大部分省份的峰谷价差相较于去年同期在持续拉大。最大峰谷价差位列前五的分别是广东省（珠三角五市）1.352元/KWh、海南省1.099元/KWh、湖北省0.985元/KWh、浙江省0.970元/KWh、吉林省0.961元/KWh。

工商业储能成本优势提升

1、储能电芯成本呈下降趋势

2023年以来碳酸锂价格大幅下滑，带动电化学储能成本降低。基于当前国内储能用锂电池只能采取磷酸铁锂电池，我们对其进行成本测算，相关假设包括：正极材料、负极材料、隔膜、电解液、集流体、结构件及其他项目的单位价格，其中电池级碳酸锂2023年6月26日报价29.80万元/吨。

2、工商业储能系统成本组成

电芯成本为1.00元/Wh，占比约50%；PCS成本为0.15元/Wh，占比约7%；BMS、EMS等成本为0.26元/Wh，占比约13%；集装箱、线缆等成本为0.25元/Wh，占比约12%；设计、施工等非设施部分成本为0.35元/Wh，占比约17%。

3、储能系统运营机制

以2022年广东省储能系统充放电策略为例。广东省每日用电高峰为14:00-19:00（其中尖峰电价在高峰段基础上提升20%，执行时间为每年7、8、9月以及单日温度超过35℃）。因此储能系统会在每日6:00-8:00低谷时段充电，在10:00-12:00高峰段放电；在12:00-14:00平段充电，在15:00-17:00高峰段放电。即该储能系统在低谷和平段时充电，在两个高峰时放电，达到每日两次的充放电，使系统效用最大化、缩短项目静态回收期。

4、工商业储能经济性测算核心假设

假定储能装机规模为10MW，用户侧使用时可使储能系统完全充放电，储能系统单位投资额为2元/Wh，每天充放电次数为2次，配储时长2h，运营周期为10年，峰谷价差为0.6元/kWh，其IRR约7.6%，预计6.7年可以收回投资。

随着未来各地峰谷价差将会进一步扩大，同时规模效应带来的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性凸显。进一步测算，当储能系统的初始投资成本为2元/Wh、峰谷价差大于0.7元/kWh时，工商业储能项目的IRR可超15%。待行业成熟，初始投资成本为1.8元/Wh、峰谷价差为1元/kWh时，储能项目的IRR可达26.6%，静态投资回收期仅为3.4年，此时项目盈利能力显著提升、流动性风险大幅降低。

工商业储能发展现状

1、发展现状

随着峰谷价差持续拉大，工商业储能盈利能力加强，国内工商业储能发展加速。2022年我国工商业储能新增装机规模365.2MW，装机累计规模达到705.5MW。

目前我国工商业储能已经进入发展成长期，多地工商业储能项目投入使用。比如绍兴市新昌县“光储充”一体化充电站由光伏系统、储能系统以及充电桩三大系统组成。光伏系统集成在车棚棚顶，拥有8台60KW一体单枪式快充充电桩。上海新华科技园区175kW/500kWh储能系统，将所有设备集成于标准20英尺集装箱内，其中包含了：PACK电池、PCS、BMS、EMS以及消防系统。根据园区用电负荷变化结合当前的峰谷时间，调整储能系统充放电策略，充分利用削峰填谷机制，有效节省了园区电耗。

2、工商业储能补贴政策

2022年至今，浙江、广东、江苏、重庆、安徽、天津等多个地区陆续工商业储能直接补贴政策。对工商业储能给予直接补贴政策，也成为一些地方政府争取项目投资、