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。


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。 

原标题：储能圈：工商业储能峰谷套利的盈利模式