工商业储能冰火两重天！为啥有些项目11年才能回本？

究其原因，首先是储能运行天数严重不足预期，一般储能项目当年应满足 300 天及以上的运行条件，才能具备乐观的经济性，而本项目的运行天数仅 274 天；其次，该储能电站的充放电策略不是最优解，大量“峰谷价差”的收益来源押注在“平充峰放”和“谷充峰放”，没有最大化开发储能资产的收益空间；最后，该项目的电站系统单价高于业内平均水平，严重影响整个项目的经济性。成本高收益低，项目的回本周期自然拉长。

工商业储能发展势头火爆

目前，大型储能电站（包括独立储能和共享储能）占了国内储能市场 90% 以上的份额，剩下则是用户侧储能，其中以工商业储能为主，户储市场规模很小。值得注意的是， 2023 年上半年，国内市场工商业储能备案的项目数量增速，则要远远超出大型储能。

2022 年，中国新增工商储 0.26GW/0.93GWh ，同增 37/179% ，新增容量占全球 46% 。 2023 年 1-6 月，中国新增工商储备案项目 478 个 /2826.7MWh ，同增 1812%/1231% 。另据 CNESA DataLink 全球储能数据库的不完全统计，仅今年 6 月，全国共备案了 250 多个用户侧储能项目，规模合计 2.7GWh 。其中，江苏、浙江和广东三地项目数量占比达到 81% 。

在业内人士看来，未来 3-5 年，工商业储能将成为主流。据机构预测，到 2025 年，中国工商业储能装机总量约占新型储能装机总量的 4.5% ，按新型储能装机总量约 70GW 估计， 2025 年中国工商业储能装机总量约为 3.2GW 。

再以 2022 年广东省储能系统充放电策略为例。广东省每日用电高峰为 14:00-19:00 （其中尖峰电价在高峰段基础上提升 20% ，执行时间为每年 7 、 8 、 9 月以及单日温度超过 35 ℃）。因此储能系统会在每日 6:00-8:00 低谷时段充电，在 10:00-12:00 高峰段放电；在 12:00-14:00 平段充电，在 15:00-17:00 高峰段放电。即该储能系统在低谷和平段时充电，在两个高峰时放电，达到每日两次的充放电，使系统效用最大化、缩短项目静态回收期。

假定储能装机规模为 10MW ，用户侧使用时可使储能系统完全充放电，储能系统单位投资额为 2 元 /Wh ，每天充放电次数为 2 次，配储时长 2h ，运营周期为 10 年，峰谷价差为 0.6 元 /kWh ，其 IRR 约 7.6% ，预计 6.7 年可以收回投资。

通过对储能系统的敏感性分析，当储能系统的初始投资成本为 2 元 /Wh 、峰谷价差大于 0.7 元 /kWh 时，工商业储能项目的 IRR 可超 15% 。待行业成熟，初始投资成本为 1.8 元 /Wh 、峰谷价差为 1 元 /kWh 时，储能项目的 IRR 可达 26.6% ，静态投资回收期仅为 3.4 年。

当下，国内大部分工商业储能项目仍停留在自储自用模式，主要依靠峰谷价差和政府补贴获取经济效益，未能根据电力市场交易最新政策有效拓展盈利方式。例如，目前大部分工商业储能未能有效结合虚拟电厂，参与电网需求侧响应、辅助服务等，也并未有效参与到周边产业园区内部的综合能源管理、源网荷储一体化和多能互补的新型电力系统中，无法充分发挥储能系统的更大能效。

从电力现货市场来看，与国外相比，中国的现货市场以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导，商业模式未形成闭环。

从中长期交易市场来看，美国电力整体市场通过竞争性拍卖进行发电资源交易；零售市场允许消费者自主选择供电商；中国电力市场以计划调度和双边协商为主，市场化程度相对较低。虽然各地出台了一些辅助服务政策，但交易品种单一，难以覆盖储能投资成本。同时，各地市相关辅助服务政策不一，部分地区没有长效政策机制，缺乏稳定性，投资风险较大，这也制约了投资者的参与积极性。

除了市场机制这一根本性问题，工商业储能的循环次数不高也是一大挑战。如今，工商业储能每天调度两次的项目较少，大多数储能电站的调度频率在 1-1.5 次之间，甚至部分项目的调度频率低于每天 1 次。循环次数直接影响其经济性，进而影响企业配置工商业储能项目的积极性。

业内人士认为，在现有区域峰谷价差和储能政策逐步完善的基础上，如何根据企业自身用电特性、结合虚拟电厂运营情況、协调周边产业园区等综合因素，使工商业储能系统能有效参与需求侧响应、辅助服务等电力交易活动，探索完善各方收益的商业模式，是工商业储能产业亟需解决的问题。