工商业储能行业深度报告：工商业储能经济性提升-需求爆发可期.pptxVIP

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工商业储能商业模式：目前我国主流商业模式有两种商业模式，一是工商业用户自行安装储能设备，由用户自行承担初始投资成本及每年的设备维护成本；另外一种是由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业投资建设储能资产并负责运维，;

储能盈利模式：1)储能主要的盈利来源为峰谷价差套利，通过削峰填谷获取价差收益，为用户节省用电成本；2)通过对光伏电源的“削峰填谷”，最大化提升光伏发电的自发自用比例，最大化降低用电成本；3)两部制电价包括基本电费和电度电费，基本电费可按电压器容量或最大需量缴纳，储能电站可以在用电高峰时放电给负载大大，降低基本电费；4)可通过虚拟电厂(VPP)以聚合方式参与电力现货市场交易，实现套利收益；5)参与辅助服务获得收益，并可作为备用电源，可以替代传统的UPS电源的功能；6)实现动态增容，节省更换大变压器成本。

图表：储能盈利模式;

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储能发展回顾：2016-2018年我国不断出台相关支持政策，推动2018年用户侧(户储+工商储)储能装机量上升。2019年-2021年储能发展减速。

2022年各类商业模式持续改善，用户侧储能(户储+工商储)发展提速。据中关村储能产业技术联盟数据，2021年全年中国新型储能并网项目总规模为2.4GW/4.9GWh；据储能与电力市场统计，2022年该规模达7.762GW/16.428GWh，功率及容量同比增长均超220%。其中，已并网用户侧(户储+工商储)储能项目容量占比10%。投运的储能项目共计分布在26个省市自治区，用户侧项目主要在浙江、广东、江苏、安徽等地。;

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对大工业用电而言工商业储能有望降低用电费用+容量费用。当前我国对变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采取两部制电价，一方面，工商业用户调用储能系统可以实现峰谷套利；另一方面，工业用户可以通过储能系统代替变压器容量降低最高用电功率，进而节省容量成本。

核心假设：1)电芯循环寿命6000次以上；2)装机功率5MW，储能时长2小时；3)每日充放电1-2次；4)年工作天数330天；5)每次充放电深度90%。

IRR测算：以山东为例，若每天1充1放，电站寿命20年；若每天2充2放，电站寿命10年。1充1放下???年运维费用占装机成本1%，2充2放下运维费用乘2。逆变器寿命5年，每过5年有一次逆变器更换成本。

最后算得，1充1放下，山东工商业储能IRR是3%；2充2放下IRR是11%;

两部制将上网电价分为容量/需量电价和电量电价。容量电价又称为“基本电价”，用来计算用户占用了用电容量而交纳的电费，按变压器的容量(运行中的最大需要量)来计算；电量电价计算的是客户耗用的电能量，即变动费用部分；

一天中工业用户仅在相对短的时间间隔内运行大功率电力设备。在现行工业电价的机制下，高峰负荷的额外成本以容量电费的形式传递给用户。通过减少短时间内负荷高峰峰值降低容量电费，可在工业用户侧配置储能调控需量，提高用户收益；

单位：容量电价单位为元/(千伏安·月)，需量电价单位为元/(千瓦·月)，企业每月需要缴纳。

容量套利测算：假定某企业尖峰时段产生5MW的尖峰负荷。在不装储能情况下，当月需要缴纳需量电费5*1000*40=20万元/月。若安装了2MW的储能系统，尖峰时段通过储能抵消2MW尖峰负荷冲击，则当月需要缴纳的容量电费3*1000*40=12万元/月，全年节约成本8*12=96万。;

分时电价机制下部分省市可实现2充2放。近年来部分省份将午间时段从“平时段”调整为“低谷时段”，浙江、湖北、湖南、上海、安徽、广东、海南等省市的分时电价每天设置了两个高峰段，如浙江省每日10点-12点、14点-19点为高峰段，每天凌晨在3:00-5:00低谷时执行充电，在8:00-10:00峰时段放电；然后在11:00-13:00低谷时段充电，在19:00-21:00峰时段放电。当存在两个高峰段时，即可用工商业储能系统在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收周期。

图表：浙江2023年2月电价，可实现2充2放，且设置尖峰电价

单位：分/千瓦时(含税);

2充2放下经济性大幅提高。我们测算了国内所有省份在不考虑个别月份尖峰电价的条件下，工商业储能的IRR：若每天1充1放，只要峰谷电价差超过7毛钱，IRR就能在7%以上，满足大部分业主预期。目前国内有11个省份的峰谷价差超过7毛钱。若每天2充2放，除了宁夏、甘肃外，所有省份工商业储能的IRR都在7%以上。;

图表：辅助服务、补贴、隔墙