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收益不及预期，南都电源转让58MWh用户侧储能电站
2020年11月28日，南都电源发布公告，拟出售“基于云数据管理平台的分布式能源网络建设一期项目”中合计 58MWh 储能电站项目资产，交易金额为含税8292万元。
具体涉及项目如下：
上述三个储能电站分别于2017年12月-2018年6月陆续投入使用，合计投资额为7770.07万元，截止2020年9月30 日，已计提折旧 614.52 万元，账面净值合计为 7155.56 万元，预计本次资产出售事项将产生收益约人民币182.49万元。
但从收益来看，这与南都电源当初募资时宣称的目标相去甚远。2015年南都电源共募资24.5亿元，5亿元用于开展储能“投资+运营”，其中投资1亿元用于云数据管理平台开发，3.9亿元用于在全国建设总容量为390MWh的分布式新能源网络及平台建设，另外1000万元用于铺底流动资金。
根据南都电源当时的测算，该项目投资财务内部收益率（所得税后）为8.40%。
2015年南都电源在储能领域率先推出“投资+运营”的商用模式，为工业用户提供削峰填谷等节能解决方案，实现在没有补贴情况下的商业化应用。但随着工商业电价连续下降，南都电源用户侧储能靠“峰谷套利”这一模式难以为继。从2019年开始，南都电源对“投资+运营”的这种重资产模式按下了暂停键，逐渐向电站出售、共建等方式转变。
2020年国内用户侧储能潜在需求规模高达970GWh
据国家能源局统计，2020年1-10月，全国累计用电量60306亿千瓦时，同比增长1.8%，预计2010年全年总用电量约72650亿千瓦时，其中工业用电量约48082亿千瓦时。
图1:2015-2020年全国用电量统计（亿千瓦时）
我们假设20%的企业安装储能系统，同时考虑部分煤炭、冶金、化工等行业具有连续生产特点，预估工业高峰段用电占比为30%，按照工厂全年工作时间300天测算，那么全国2020年工业用户所需电池储能潜在规模约为961.64GWh。
同时值得关注的是，随着中国5G技术的快速发展，5G通信基站的建设为储能带来巨大的市场需求。据最新统计，三大运营商披露了数量可观的5G建设计划：中国移动2020年计划建设30万个5G基站；中国联通计划今年三季度力争完成全国25万基站建设。
预计，2020~2023年，5G基站带来的备用电源储能需求分别为7.6GWh、9.7GWh、10.8GWh和11.9GWh；如果“5G+调峰”实现，则会带来能电池需求进一步大幅增长。
多省调整峰谷价差推动用户侧储能发展
目前用户侧储能利用峰谷电价差套利是较为成熟的应用模式，在低谷电价充电、在高峰时段放电，将电力需求转移可以节省用户电费，同时也避免了电网方面的投资。
据相关报道，当电价差达到0.6~0.7元/千瓦时以上，企业就可以通过储能系统实现峰谷套利。为此，自2016年以来，国家多次出台政策和文件要求完善分时电价，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。
2020年11月25日，继江苏省之后，浙江、湖北和山东省也陆续调整2020-2022年输配电价和销售电价，提出拉大峰谷电价差，并鼓励储能应用。根据电价新规，湖北省单一制电价峰谷电价差达0.6116元/kWh以上，两部制电价的峰谷电价差可达0.5096元/kWh以上；山东省单一制电价尖峰低谷电价差将高达0.7116元/kWh以上，高峰低谷电价差也有0.598元/kWh以上；浙江省峰谷电价差都在0.5元/kWh以上；江苏省高峰低谷之间峰谷电价差在0.7486元/kWh以上，依然引领全国。
据鑫椤资讯了解，南都电源用户侧储能项目的重心在江苏，2018-2020年南都电源投资建设规模超800多兆瓦时的储能电站项目。但南都电源仍因盈利不及预期而暂停了“投资+运营”的这种重资产模式，由此可见单单调整峰谷价差仍难以解决用户侧储能投资大盈利周期长问题。
湖南租赁储能，首试告捷
为解决储能建设投资难题，国网湖南综合能源有限公司（下称“国网湖南综合能源”）积极探索储能商业化推广“新出路”，于11月11日发布储能设备租赁招标公告，正式拉开了新能源侧储能租赁“大幕”。
招标公告显示，国网湖南综合能源对规划建设的湖南郴州韭菜坪22.5MW/45MWh、娄底九仑7.5MW/15MWh、永州蚂蟥塘20MW/40MWh、邵阳磨石10MW/20MWh，合计60MW/120MWh新能源配套电化学储能电站工程，向储能企业租赁核心设备。租赁期限为10年，四个项目合计年租金最高限额3950万元，10年累计租金3.95亿元。
目前，国网湖南综合能源已与多家储能厂家、新能源开发商达成初步共识，按照公告要求，项目将于合同签订后60日内完成投运，预计并网测试时间为2021年2月。
如果租赁储能方式能够解决用户侧储能盈利问题，那么未来国内用户侧储能将或迎来爆发式增长。
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