如果说火爆的储能行业堪比新能源赛道上的皇冠,欧博那么工商业储能就是皇冠上的明珠。
提及储能,人们习惯更多地关注源网侧储能电站(大储)身上,探讨发电侧配储、利用率、共享储能模式等话题,但其实在国内,从收入模式和耦合性上考量,工商业储能的增长潜力和市场机会,要远比大储、户储更为诱人。
目前,大储占了国内储能市场近90%的份额,其中共享储能约20%左右,剩下10%的蛋糕是用户侧储能,包括工商业储能、户储。国外则完全不一样,海外市场则以用户侧储能为主,尤其是在美国、德国、意大利等国家。2022年,欧洲户储增速高达71%,新增装机3.9GWh,德国、意大利、英国、奥地利位列前四位。特别是德国户用光伏的配储率高达70%,位居全球第一。
这也不意外,高电价国家,或者电网设施薄弱的地区,户用储能往往发展较快。显然,中国居民生活用电价格较低,并没完全执行分时电价政策,且电能稳定性较高,限制了户储市场的发展空间。
在中国,工商业反哺居民生活用电,欧博娱乐一直心照不宣,居民生活用电低价的“雷打不动”是靠工商业用电的“弹性”来保障的,包括输配电成本、运行费用等,均由工商业分摊。这意味着工商业用电的分时电价政策、峰谷价差会更为剧烈地变化,由工商业分摊风光新能源并网所带来的更高的运行费、损益费。
于是,工商业储能的商业逻辑越来越“硬核”。
同为储能,工商业大不同
随着中国各地峰谷价差进一步拉大,叠加锂电池成本下降,工商业储能IRR(内部收益率)稳步提升,经济性越来越明显。工商业储能成为储能赛道中增速最快的分支。
表面看,储能系统都是由电池、PCS变流器、BMS、EMS及其他电气电路和保护、监控系统、消防等几大部分组成,但实际上,源网侧储能与工商业储能在系统侧重、商业逻辑、收入模式方面存在着很大区别。
工商业储能的集成度更强,会采用储能一体柜的形态,而非大储的集装箱。工商业储能的容量相对要小一些,因为更多地是满足企业用户光伏自发自用、降低用电成本,基本不参与电网调度,所以对系统控制的要求远低于源网侧储能。
比如电池方面,工商业储能不要求响应速度,更看重成本、循环充放电次数,所以通常为能量型电池,而非功率型的动力电池,后者需要参与调频、紧急备用等电力辅助服务,响应时间的要求更高。能量型电池更为持久,不需要太高的倍率,欧博allbet一般为2C左右,更像是马拉松选手,而功率型电池就如短跑,需要的是爆发力。在电池管理精细度方面,工商业储能电池系统不需要过于复杂、分层分级的管理策略,甚至部分PCS兼具BMS的功能。
再来看PCS(储能变流器),工商业储能PCS的功能要简单得多,更容易与电池系统一体化集成,适用于锂电池、LEP等串并联需求,单向充放电,对分布式光伏逆变器的适配性和耦合性更强。大储的PCS还要具备一次调频、功率快速响应能力,用于电网支撑功能。从个头上看,工商业储能PCS更小巧。
EMS(能量管理系统)也是同样的道理,工商业储能的能量管理系统属于基础版,侧重于局域网的本地能量管理,而大储则需要具备电网调度接口,支持多种通信规约,满足源网荷储等多能互补的能量管理和监控。
从收入来源上看,新能源配储更多依赖于平滑并网,减少弃风弃光,很少参与辅助服务;独立储能电站(含共享储能)的收入方式更为多元,包括容量租赁、电力辅助服务、峰谷差套利、容量补偿等。相比,工商业储能的价值更加多维。
从应用场景、收入模式上看,工商业储能可以单独配置储能,也可以光储一体,欧博百家乐甚至与微电网耦合在一起,收入来源上也有很多:
比如峰谷价差套利,在电价谷时充电,峰时或尖峰时向电网放电获利,度电收益达到0.7元/Kwh,降低用电成本;提高光伏发电的自发自用率,在光伏大发时,暂时将电能储存在电池中,光伏发电不足时,电池中的电能释放出来供负荷使用;此外,需量管理也是工商业储能的一项关键调整能力,变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价,即电量电价+容量电价,前者是刚性的,但配备储能的话,容量或需量就能降下来,压缩容量电价成本;此外,工商业储能也会涉及到部分电力现货市场、电力辅助服务,但通常较少。
利好刺激,工商业储能起飞
源网侧储能基本上是大块头的生意,容量大,投资额大,更多的是电网公司、发电企业的五大四小的少数派游戏,而且是典型的买方市场,变现渠道主要是电力辅助服务,提供备用、调峰调频、爬坡、转动惯量、黑启动等服务。
从政策红利和友好度来衡量,近年来,工商业储能的利好刺激显然要强于大储,主要是分时电价政策的推进,峰谷价差的继续拉大。
2023年上半年,广东、浙江、江苏等在内多地,密集调整工商业分时电价,同时马上入夏,再次面临去年高温限电、损益电价分摊给工商业带来的用电成本飞涨,分布式光伏、工商业储能的装机需求进一步增强。以2023年第一季度为例,分布式光伏安装18.13GW,其中工商业占了半壁江山,江苏、浙江排在前两位。
而且,这一轮分时电价调整,重点是峰值时段和尖峰电价的调整,进一步优化了峰值时段划分,像四川上午峰值时段增至2小时,让工商业储能可以做到两充两放,提升了储能投资的经济性;其次是尖峰电价的上涨,如江苏、四川、北京的尖峰电价设置为高峰电价基础上浮20%,进一步拉大了峰谷价差,储能收益相应增加。
此外,工商业的分布式光伏与储能的组合还有“天时地利”之和。在全天时段中,中午太阳能辐射强度高,光伏发电出力大,但这个时段电价较低,越是光伏装机量大的地区,中午电价越低,电力现货市场更如此。这时就需要配置一定容量的储能,午间存储大发的光伏发电量,将电能搬移到下午的高峰或尖峰时段,既消纳了光伏发电,又能赚取更高的差价收益,或者在尖峰段降低用电成本。
能链研究院进行了简单测算,以浙江10MW/20MWH规模的工商业储能项目为例,在一充一放、原有分时电价机制下,储能的投资回收周期在8年以上,经济性一般,因此投资意愿低。但在新的分时电价机制下,按国网浙江发布的2023年6月代理工商业用户购电价格核算,尖峰电价1.71元/度,高峰电价1.43元/度,低谷电价0.46元/度,峰谷最大价差1.25元,4-5年就能回收成本。
如果是单一的峰谷价差套利的工商业储能项目,LCOE成本是一道生死线,0.7元/度的峰谷价差,IRR能达到9.82%,这个时候,投资储能是具备可操作性的。
可以预见,随着分时电价政策在各省市的推进,工商业储能进入正向盈利的省份地区越来越多,这必将刺激市场端更多储能项目投建的积极性,工商业储能将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低电费支出的重要手段。
融合性高,想象空间巨大
而且工商业储能以上收益测算并未考虑到补贴收益,目前,无论是税收、市场准入等,各地都在鼓励工商业用户建设储能电站,这些政策在一定程度上降低了储能总体的投资和运营成本。
目前,全国正在实施的补贴政策多达30项,向用户侧且注重分布式光伏耦合的项目倾斜,补贴方式包括容量补贴、放电补贴、投资补贴。比如合肥对1MW以上的项目按放电量给予0.3元/Kwh的补贴,连续补贴2年;深圳鼓励数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等布局储能,按实际放电量0.2元/Kwh补贴;江苏无锡则按容量补贴,直接按装机量给一次性0.1元/W,浙江多地的容量补贴则按0.2元/W、0.18元/W逐级退坡。
不仅仅有额外补贴收益,工商业储能被持续看好,还在于其具有更好的耦合性和融合性,不仅仅是单一配置储能的场景。工商业储能的商业模式更具延展性,可以与光伏分布式发电、微电网、能源管理、充电桩及充电站、虚拟电厂等新型能源消费形式融合在一起,带来更多元的收入模式,就具备了更大的想象空间。
相比大储,工商业的应用场景更为丰富,可广泛应用在工业厂房、商业楼宇、园区、数据中心、基站、电动汽车充电站、矿区/油田等场景。其中,在社会用电量中占比越来越高的EV充电站对配置储能的刚性需求越来越大。
能链研究院预计,2030年电动汽车公用充电量在社会用电量中的占比将翻24倍,从2022年的0.16%增至4%。2025年,全国充电站配建储能规模将达到23GW,投资规模近千亿元。2030年,这一数字将增至243GW,投资规模超过8700亿元。2023-2030年的CAGR达64%。未来,光储充将成为充电站的标配。
工业用电约占到全社会用电量的66%,即便未来20%的厂房、园区等配套储能,整个工商业储能的容量将会是数万亿的市场。
如潜龙在渊,蓄势待发,工商业储能正成为储能赛道中最具潜力的分支,也吸引了各路力量的参与。
从工商业企业用户、分布式能源投资商到虚拟电厂、充电桩投资及充电服务商、售电公司等均跃跃欲试,开始投资工商业储能项目。
比如新能源服务商能链智电(NASDAQ:NAAS)与储能系统集成商和服务提供商海博思创成立合资公司能链海博,还战略投资了工商业储能创新企业乐驾(后更名为乐创),就在于能形成用户侧的充电服务、储能、光伏、虚拟电厂一体化解决方案,既能峰谷价差套利,降低充电站用电成本,又能进入电力交易市场,参与需求侧响应。
着眼更长远的未来,工商业储能一定是比拼融合性、智能化水平,单一形态的会越来越少。如何在复杂、多目标、高度集成的系统上进行智能化调节和运营,最终取得最高的效率、最大的收益,技术与商业模式上的创新是一道分水岭,也会是终极玩家们追求的目标。