分析：储能圈：工商业储能峰谷套利的盈利模式

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　　伴随着我国分时电价的完善，峰谷电价差拉大，工商业储能经济性日益凸显，2023年被称为储能爆发的元年，更多的储能厂商也期盼着，今年的电力市场将进一步开放，带动产业链上下游的良性循环。上海清洁能源服务公司上海卓阳储能科技有限公司致力于工商业储能,清洁能源等电站服务,致力为全球用户提供安全、高效、智能化的储能产品系统解决方案。以新能源为主体,能源电站开发投资、储能产品研发生产、新能源商业化应用为主要业务单元的高新技术企业。

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　　工商业储能盈利模式

　　工商业储能的盈利模式主要是“峰谷套利”——即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰放电供给工商业用户。这样“一充一放”，用户既可以节约用电成本，也避免了拉闸限电的风险。

　　由于各省的工商业峰谷价差不同，工商业储能经济效益差异也较大。国内工商业储能目前主要集中在峰谷价差较高，且工商业发达的江苏、广东、北京、浙江等地区，峰谷价差超过0.74元/kWh，其中北京的峰谷价差超过1元/kWh，因此上述地区的工商业储能的峰谷价差收益较大。云南、广西等地的峰谷价差较低，经济性一般较差。

　　根据测算，工商业储能的IRR（内部收益率）为 5.3%。模型核心假设如下：

　　1、储能装机规模为1MWh；每年运行330天；电池更换周期为8年；

　　2、储能单位投资为1.75 元/Wh，自有资金比例为30%；

　　3、峰、谷、平时电价为1.03、0.62、0.28 元/kWh，峰谷价差幅度为61%。

　　通过测算工商业储能对单位装机投资和峰谷价差的敏感性，发现：

　　1、单位装机成本下降 0.02 元/Wh，IRR提升约0.5pct；

　　2、峰谷价差提升5pct，IRR提升约4.1pct。

　　可见，工商业储能对峰谷价差的敏感性极高，峰谷价差的提升对工商业储能的经济性提升非常显著。

　　峰谷价差由各省份分时电价政策决定，所以工商业储能的建设积极性与政策导向相关度非常之高，随着各省分时电价机制的完善（比如尖峰电价的实行），峰谷价差的拉大，工商业储能有望快速增长。

　　最新数据显示，全国各省市的电力峰谷价差超过0.7元/kwh的省市由去年7月的6个上升至今年1月的18个。同时，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，例如河南由去年的0.72元/kwh上升至今年1月的1.021元/kwh。

　　在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。当前分时电价机制下，多省市可满足工商业储能每天两充两放，预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。“

　　工商业储能未来展望

　　首先，最近两年的夏季，华东、华南等负荷中心区域，受迎峰度夏及夏季有序用电影响，部分工商业用户在夏季用电出现电力短缺问题，同时受峰谷电价政策驱动影响以及储能系统成本下降，工商业用户部署储能的需求正在逐步显现。

　　另外，“隔墙售电”有望促成用户侧共享储能模式，推动工商业储能规模发展。“隔墙售电”即分布式发电项目就近交易，“隔墙售电”允许分布式能源项目通过配电网直接将电力销售给周边的用户侧，这个过程少了电网参与，减少了中间成本。

　　2021 年年底以来，“隔墙售电”作为高频词汇多次出现在国家重要政策文件中。分布式电源“隔墙售电”模式对于用户侧来说，临近工商业或工业园区可以认为是一个整体，利于储能的大型化降本。对于投资方来说，大型化用户侧储能有望拓展商业模式，从而提升经济性；对于电网来说，大型储能有可能成为可以调用的灵活性资源。

　　因此未来随着“隔墙售电”政策不断完善，逐步落地，将进一步推动工商业储能规模发展。

　　2022年主要地区的各类新增储能装机占比

　　整体来看，工商业储能目前装机规模仍处于初期阶段，后续随着商业模式进一步清晰，装机需求有望增长。预计22—25年国内新增工商业储能装机量分别为2.6GWh、6GWh、10.6GWh、18.4GWh，对应CAGR（复合年均增长率）为92%，市场发展空间巨大。

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