“我們做用戶側儲能的核心思路是因為看到了儲能能得到市場化的機會。”近日，樂駕能源CEO潘多昭在接受21世紀經濟報道記者采訪時強調。

 

從0到1

 

民生證券分析師鄧永康最新的一份研報中寫到，工商業儲能目前裝機規模仍處于初期階段，后續隨著商業模式進一步清晰，裝機需求有望增長。

 

儲能應用場景按照大類劃分，可以分為電源側、電網側和用戶側三類。其中，電源側包括新能源+儲能、電源側輔助服務(主要以調峰、調頻為主)，用戶側包括分布式及微網、工商業削峰填谷。

 

券商對于這一細分賽道尚在“初期階段”的判斷并不是過于保守。

 

據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會編寫的《2022儲能產業應用研究報告》顯示，2021年，全球電化學儲能市場中，新能源+儲能、電源側輔助服務、電網側儲能、分布式及微網、用戶側削峰填谷各類場景功率裝機規模共22648.1MW，超過21.1GW，占比依次為30.9%、32.1%、26.6%、4.2%、6.2%。

 

盡管工商業儲能的商業模式輪廓較為清晰，但后兩者的占比并不顯著的原因在于，過去國內工商業電價差較小，無法有效引導下游用能單位配置儲能降低用能成本，導致工商業儲能的發展較為緩慢。

 

不過，隨著能源轉型，部分地區工商業企業受到限電的問題突出，工商業側對備用電源、調峰調頻的需求提高，這一應用場景得到重視。

 

據高工產業研究院（GGII）儲能項目庫，2022年以來已有187個用戶側儲能項目（含工商業儲能）更新進度信息，涉及規模達3.9GWh，其中新增備案項目99個。

 

此外，電力市場化改革的信號在2022年末尤其強烈。

 

各地電網公司陸續公布電網企業代理購電價格，多個省市區開啟新一輪峰谷分時電價機制調整，多地出現尖峰時段電價上浮比例。尖峰電價和低谷電價上下浮動比例更高，意味著峰谷電價差進一步拉大，為儲能、煤電靈活性改造等市場打開更多盈利空間。

 

據中關村儲能產業技術聯盟對各地2022年最大峰谷價差的平均值統計顯示，31個典型省市的總體平均價差為0.7元/kWh，共有16個省市超過平均值，而0.7元/kWh也正是用戶側儲能實現經濟性的門檻價差。

 

該機構指出，在峰谷價差較大的地方用戶側儲能具有更可觀的經濟性。另外，從廣東省、海南省、浙江省目前的時段設置來看，每天能夠實現2個充放電循環的儲能系統，投資回收期在6年以內，相較于電源側和電網側儲能項目大多10年以上的投資回收期來看更為可觀。

 

即將提速

 

2023年開年，工商業儲能賽道再次受到政策鼓舞。

 

1月10日，國家發改委發布《國家發展改革委辦公廳關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知（發改辦價格〔2022〕1047號）》（下稱《通知》），自2023年1月1日起執行。

 

“等風來，不如追風去。”一名儲能從業人士發出感嘆。

 

《通知》指出，在繼續執行809號文件、保持政策穩定性的基礎上，各地要適應當地電力市場發展進程，鼓勵支持10千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。

 

“《通知》是先放開工商業用戶側電價市場化的信號。”儲能政策研究人士告訴21世紀經濟報道記者，“在保證農業用電和居民用電價格穩定的基礎上，讓工商業用電價格走市場價格形成機制，有利于配儲的價值發揮。”

 

中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇在接受21世紀經濟報道記者采訪時也提到，國內戶用儲能安裝條件與國外相比適配性不足，增長不會太大，更多是工商業儲能會有新的提速。

 

“《通知》鼓勵工商業用戶直接參與電力市場減少電網代理購電范圍，推動拉開峰谷電差價，顯然有利于工商業用儲能系統的部署。”劉勇認為。

 

這也意味著，工商業儲能被鼓勵參與提供需求側響應，進而收益水平和利用率由市場供需決定，自由程度更高。

 

不過，用戶側儲能作為儲能產業鏈中直面用戶的產業鏈下游環節，其技術雖逐漸完善，但市場集中程度并不高，尚有不成熟的地方。

 

潘多昭告訴記者，過去市場上約有三成左右的用戶側儲能存在投運不達預期的問題。這其中，有三個主要原因，一是用戶側用電特性分析不足或變化，導致裝機特征設置功能與實際用電不符；二是設備或者是設備投運后運維質量和技術水平不高；三是有的新能源+儲能，作為輔助性系統的儲能系統缺乏聯動控制和收益優化策略功能，導致無法達到收益率預期。

 

潘多昭認為，“有些人認為用儲能系統集成技術不難，準入門檻并不高，但是在用戶側儲能方面，競爭更多是基于一體化的產品力和基于產品的服務能力，能夠邁過智能化軟硬一體化和智能運維服務能力的門檻的團隊就很難得了。”