用户侧储能盈利仍有不确定性 发展应借助“互联网思维”

　　2018年，我国储能市场延续了高速增长态势，电化学储能发展再次引发了社会各界的广泛关注。根据在电力系统中应用环节的不同，业界和学者一般将储能分为电源侧、电网侧和用户侧三大应用类型。其中用户侧储能指用户内部场地或邻近建设，并接入用户内部、一般由用户自行调用的储能系统，主要以市场化方式为用户提供削峰填谷、需量管理、备用电源、分布式发电+储能一体化运行等功能。

　　现有项目集中在工商业较为发达省份

　　与电网侧和电源侧储能不同，用户侧储能直接面对终端用户，具有规模小、初始投资低、布局分散、主要接入配网和自主调控等特点，决定了它的发展主要由市场驱动，也是产业发展初期的绝佳试水点。2018年之前，用户侧储能一直是我国储能市场增长的领头羊，根据储能产业政策研究中心（RCESIP）全球储能项目数据库的统计，2017年，我国用户侧新增投运储能项目占比约为60%，装机约6万千瓦，2018年，受电网侧储能爆发式增长影响，这一比例降低至24%，但用户侧储能新增装机仍达到14.5万千瓦，累计装机25.4万千瓦，同比增长130%，仍然保持着极高的增长速度。

　　从技术类型看，较早在此领域布局的储能企业以铅炭电池厂家为主，且铅炭电池成本相对较低，是目前用户侧储能领域占比最高的技术类型，2018年底装机规模达到15.6万千瓦，占比61.3%，其次依次是磷酸铁锂、梯次利用电池以及其它储能技术，占比分别为32.5%、4.2%和1.9%。

　　从发展布局看，用户侧储能项目主要集中在峰谷电价差较高且工商业较为发达的省份，排名前4位的省份依次是江苏（16.5万千瓦）、广东（4 万千瓦）、湖南（1万千瓦）和山东（0.7万千瓦）。

　　峰谷价差大于0.7元/千瓦时具备盈利条件

　　降低用户用能成本是用户侧储能盈利和发展的重要驱动因素。目前用户侧储能盈利模式主要包括峰谷套利、需量电费管理、需求侧响应和光储联合运行等模式。

　　削峰填谷是目前用户侧储能应用最广的模式，主要通过低充高放实现峰谷套利或减少需量电费实现盈利。由于各地区的峰谷电价存在差异，不同地区的储能项目经济性不同。考虑一般工商业用户仅通过峰谷套利作为主要盈利模式，大工业用户在通过峰谷价差减少电度电费支出的同时，还可以利用储能减少最大需量电费，一般认为峰谷价差大于0.7元/千瓦时即具备盈利条件，目前湖北、北京、江苏、上海、河南等东中部地区收益相对较高。

　　大工业用户峰谷价差小于一般工商业，仅通过峰谷套利模式难以盈利。考虑储能还可降低用户最大负荷需求，减少需量电费，若通过峰谷套利+降低需量电费在部分省市具备盈利条件，按可降低最大负荷值为储能容量的30%测算，上海、湖北、江苏、北京的大工业用户侧储能可实现盈利。

　　用户侧储能设备参与需求响应的成本收益与市场机制有较大关系。目前大部分地区储能参与需求响应的相关市场政策和收益机制尚不明确，但江苏、广东等地区发展较快，已经出台了储能参与需求响应的相关办法。以江苏为例，根据目前峰谷电价及需求响应激励政策，储能设备参与削峰和填谷的需求响应收益约为5-12元/千瓦，参与一次需求响应额总激励收益在3万-12万元左右。

　　政策变化将让峰谷套利空间存在不确定性

　　用户侧储能高速增长的原因非常复杂，其技术经济性实际还远未成熟，这是由市场预期向好、企业抢占市场份额和项目试点推广等多种因素导致。调研表明，目前用户侧储能虽然理论盈利能力尚可，但实际运行中效率、循环寿命等可能难以达到可研测算条件，投资回报率低于预期，很多投资项目存在试水抢占市场份额和消化动力电池产能心态。

　　此外，用户侧储能盈利能力受峰谷电价政策影响较大，政策变化将使得套利空间存在不确定性。一方面总体降电价趋势可能压缩峰谷套利盈利空间，2018年以来一般工商业电价已降低10%，2019年《政府工作报告》明确指出将继续深化电力体制改革，一般工商业电价再降10%。考虑到峰谷电价调整前后平均电价水平不变这一电价设置原则，在总体电价下降的趋势下，峰谷电价套利模式的盈利空间将会进一步收窄。另一方面目前我国峰谷分时电价政策实施多年，但动态调整较少，存在较多问题，如峰谷时段划分调整不及时，部分省份有“峰谷倒置”现象，且设置峰谷电价差未充分考虑地区差异，普遍采用的2～3倍电价差在有些地区引导用电效果不明显，而另一些地区却反应过度。随着未来峰谷价差政策的规范化和动态化调整，以及向电力现货市场的逐步过渡，用户侧储能的盈利测算有可能不再依据单一静态的峰谷价差，而与市场需求和波动联系紧密，盈利前景不确定性将大大增加。

　　多种用户侧储能应用场景待开发

　　用户侧储能资源往往具有小规模、海量、分散等特点，若仅依靠用户侧储能自发的充放电行为，既无法为用户在电网生产运行中寻找到利益最大化的价值空间，也难以形成合力彻底释放储能的灵活调节能力。所以，用户侧储能需要基于自身特点找到更适合的运营模式。从细分应用领域看，目前用户侧储能基本都布局在工商业用户端，居民侧市场方面，储能盈利前景更加堪忧，一是目前我国大部分地区针对居民用户都采取单一电价或阶梯电价机制，仅个别省份针对用户制定了峰谷分时定价，且峰谷价差较小，约在0.2-0.3元/千瓦时，因此用户侧储能现行套利模式对居民用户并不适用；二是我国居民电价享受着高额电价交叉补贴，补贴标准高、规模大、影响范围广，从我国基本国情来看，交叉补贴在短时间内难以取消，居民电价长时间内将维持低价，进一步降低了居民用户安装储能的积极性；三是我国居民居住条件也不利于居民侧储能发展。和国外相比，我国居民居住空间相对较小，城镇居民居住多为密集型住宅群，同时楼顶等产权也不明确，在空间上不具备发展居民侧储能的条件。

　　此外，“分布式新能源+储能”是用户侧储能的重要应用场景之一，但目前仍不具备经济性。储能可以平滑分布式新能源出力波动，减少对电网冲击，同时也可通过低充高放降低新能源弃电比例，促进新能源消纳。但从经济性看，有研究对风电+储能和光伏+储能分别进行内部收益率测算，由于储能目前成本还较高，单纯靠减少弃风弃光电量并不足以抵消投入，结果表明不同资源区风电场和光伏配置储能后内部收益率均有不同程度下降，总体经济性都欠佳，仅在西藏地区具备一定盈利空间。随着光伏补贴不断退坡，这一商业模式的盈利不确定性也在逐渐加强。未来在推动技术进步和成本下降的同时，还需要探索储能在与新能源联合应用的多重价值，给予储能更加合理的收益和价值发现方式。

　　“因储制宜”实现资源广域协调优化

　　为实现储能资源与需求的协调匹配、提升储能装置利用效率，聚合大量分散储能资源、形成规模化优势是用户侧储能充分发挥价值的可行方向。

　　不同储能装置的容量、并网电压等级等技术指标存在差异。为更好地发挥资源聚合带来的价值创造能力，既要搭建统一的网络化平台架构，为开放共享、协同发展的储能产业生态圈建设提供支撑，也要针对不同储能设施的运行特点、不同应用场景的实际需求设计差异化的管理方案，借助大数据、人工智能等先进信息技术手段为海量分散资源聚合提供便利。

　　差异化管理方面，一是要考虑“因储制宜”的标准设计，不同储能设施的规模容量、技术路线存在不同的特点，需要在运维管理差异化需要和规范化平台接入准则之间实现有效衔接，满足能源市场生产者和消费者的互动需求。二是要兼顾多元化主体利益，结合实际应用场景需求，充分考虑用户、电网、储能厂商的不同利益诉求，借助价格信号或补偿机制，在用户自主调控与平台统一管理之间进行平衡，充分发挥储能资源的聚合应用价值。

　　多手段聚合资源方面，需要以数据互换、通信互联为切入点，广泛运用大数据、人工智能等手段提升资源聚合价值。单个储能设备往往依据自身而非全局信息进行出力状态优化，设备之间协作的系统性、协调性较低。海量分布式储能接入后，为有效聚合各类储能资源、拓展储能效益空间、提升系统运行效率，需要借助大数据、云计算、人工智能等新型技术进行辅助管理，提升储能设备“感知”能力，消除彼此间能量存储、响应特性等信息的不对称，从而实现储能资源广域协调优化。通过有序参与电力市场交易、充分发挥增减负荷的灵活调节作用，用户侧储能运营商、储能服务消费者、电网企业等多方主体可实现共赢。（█ 元博 王芃 杨捷 徐志成　作者均供职于国网能源研究院有限公司）