广东用户侧储能市场爆发下的冷思考

2023年以来，广东的用户侧储能热度不断升高，每月的备案容量不断刷新，政府亦密集出台相关支持政策。2023年6月，广东省发展改革委、广东省能源局印发了《广东省促进新型储能电站发展若干措施》（以下简称《措施》）。《措施》提出，大力鼓励用户侧储能发展，支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站；并强调，用户侧储能项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，其储能设施用电量单独计量，电价参照全省蓄冷电价政策执行。公开资料显示，广东省蓄冷电价采用峰平谷的方式，以用户对应电价类别的平段电价为基础，峰平谷电价比例为1.65∶1∶0.25，低谷期电价属于全国最低，峰谷差最大。这样的电价政策给与了用户侧储能项目良好的投资回报预期。

从地方层面来看，2023年以来，广东东莞、深圳福田、广州黄埔等地密集出台促进新型储能产业高质量发展的支持政策，在这些政策中，给与新型储能的度电补贴0.2元~0.5元不等，单个项目补贴不超过200万~300万元，补贴年限2~3年不等。可见，广东各地的地方政府也在不遗余力地拿出“真金白银”支持用户侧储能发展。

除了政策支持、分时电价调整、峰谷价差拉大等政策的利好因素以外，2023年以来，储能设备价格的下降，亦是促使广东用户侧储能市场爆发的因素之一。据了解，磷酸铁锂电池的价格从2022年底的0.8元/瓦时已经跌至目前的0.45元/瓦时，大大提升了电化学储能项目的经济性。随着储能行业上游材料、设备产能的增加，储能系统的价格仍将呈下跌趋势。

用户侧储能的主要商业模式

当前，用户侧储能项目的盈利方式主要依赖于峰谷电价差套利，辅以需求侧响应、虚拟电厂、降低需量电费、应急备用、配电增容等直接或间接收益，未来还有可能通过参与现货电能量市场交易等获利。

峰谷电价差套利是指储能系统在电价低谷时段充电，在电价高峰时段放电。放电期间原本所需的较高用电费用与较低充电成本之间的差价，即是价差套利部分，亦即节省的用电费用。

需求侧响应受制于各地需求响应开展频次有限、开展的不可预测性，以及需求侧响应与峰谷套利有可能不可兼得等因素，投资运营商在开展投资测算时，一般都不会将其作为稳定的收入来源纳入到可预期的收入中。目前，在需求侧响应交易方面，广东在2021年5月即开始运行；虚拟电厂平台建设方面，则是深圳走在全国前列，设有全国首家虚拟电厂管理中心。

另外，在某些应用场景下，储能系统可帮助用户实现需量电费降低；还可作为企业的应急电源，实现配电增容等间接收益。

当前，用户侧储能项目一般采用用户自建或合同能源管理的方式来开展。合同能源管理的模式是指由专业的投资运营商投资建设及运营储能设施，相应的收益按照一定比例与企业分享，具体的分享模式有峰谷电价差分享和放电折扣等，参与需求侧响应获得的收益亦做相应的分享。

影响用户侧储能的电价政策

根据《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》（粤发改价格〔2021〕331号），广东的分时电价政策设置了两个峰段（10~12点、14~19点）、一个谷段（0~8点）和三个平段（8~10点、12~14点、19~24点），并在7~9月三个整月以及其他月份中日最高气温达到35摄氏度及以上的高温天执行尖峰电价，尖峰电价在峰段电价基础上上浮25%。

考虑到当下广东省的分时电价政策，广东省的用户侧储能目前均采用两小时的储能系统。其充放电的策略如下：

每年1~6月、10~12月，每天进行两充两放运行，第一次循环：低谷时段充电，高峰时段放电；第二次循环：平时段充电，高峰时段放电。每年7~9月，每天进行两充两放运行，第一次循环：低谷时段充电，高峰时段放电一小时，尖峰时段放电一小时；第二次循环：平时段充电，尖峰时段放电。

以2023年11月广东电网代理购电工商业用户（珠三角五市，两部制，1~10千伏）为例，当月两段价差（峰-谷，峰-平）平均达到0.69元/千瓦时，若考虑尖峰电价、蓄冷电价，价差则更大。

用户侧储能经济性分析

目前，广东珠三角五市（广州、东莞、佛山、中山、珠海）的用户侧储能项目中，按照2023年11月广东电网代理购电工商业用户（珠三角五市，两部制，1~10千伏）电价计算，以年运行天数330天（这是一个很关键的因素）的项目为例，每天满充满放次数2次，项目的全投资收益率可达到11%以上，投资回收期6.5年；若投资运营商与用户的价差收益分享比例在8∶2的情况下，项目的全投资收益率在7.5%左右。若考虑融资，则收益率更佳，投资回收期更短。

若进一步将需求侧响应、蓄冷电价政策，以及政策补贴等产生的收益考虑进来，则项目的盈利空间将更加可观。

用户侧储能的风险与机遇

用户侧储能的发展面临的风险，首先在于，其运营受限于用户场景，包括用户的实际生产行为、电力负荷曲线等。用户侧储能与分布式光伏应用模式、建设模式相近，均通过“寄生”在工商业企业“身上”，来实现用电成本的降低。不过，用户侧储能的投资对企业的运营状况、基础电费缴纳模式、用电负荷曲线、场地条件等要求更高。

第二个制约因素是分时电价政策。当前，用户侧储能的盈利模式单一，其盈利状况高度依赖于峰谷电价差套利。一旦分时电价政策调整，特别是峰谷电价差缩小，将严重影响项目的收益。当前，广东省电力市场正处于签署2024年购售电合同的关键时期，据了解，2024年的电能量价格相较于2023年的价格有所下调，带来的峰谷电价差亦有可能缩小，这是一个值得警惕的信号。

第三个制约因素是储能系统的安全性。不同于前两个制约因素仅仅是从投资方的角度出发，安全性问题对于投资方和业主方双方而言都是要着重考虑的因素。近年来，国内外的储能安全事故仍历历在目，虽然目前的储能设备安全防控措施已经有不少提升，但仍需将安全责任作为头等大事来加以重点考虑。

第四个制约因素，是由储能系统安全性问题延伸出的土地问题。考虑到安全距离因素，1兆瓦时的储能项目占地约20~30平方米，广东特别是珠三角地区属于“寸土寸金”的地方，企业对土地利用率要求较高，一般都很难有大量空地用来安装储能装置，这也是目前一些项目推进不下去的原因之一。

机遇方面来看，2023年9月21日，广东电力交易中心印发《广东省独立储能参与电能量市场交易细则》（广东交易〔2023〕177 号），指出广东的独立储能电站将作为市场主体，参与电能量市场交易。用户侧储能参与电力市场交易是未来的发展模式之一。随着广东的独立储能入市，用户侧储能也有望逐步参与现货电能量市场中。一旦用户侧储能可以参与现货电能量市场交易，在电力现货市场实时价格的引导下，储能在电价低时充电，电价高时放电（供电网），亦即可不再依赖于用户场景，不再受制于用户的实际用电行为，完全有可能实现一天超过两充两放，在这种情况下，储能的系统利用率将大幅提升，投资运营商将可以很快回收项目投资成本，实现更高的收益。

展望未来，随着电池等主要设备成本的下降和性能的提升，以及电力市场化交易的不断完善和推进，电力市场中的现货价格波动将为用户侧储能收益带来无限的想象空间。