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 編者按：用戶側儲能對于經濟性、盈利能力的要求較高，也是市場化環(huán)境下發(fā)揮儲能技術價值的重要應用場景，有觀點認為，當用戶側儲能實現(xiàn)規(guī)?；瘧脮r，儲能行業(yè)才將真正迎來高速發(fā)展。

用戶側儲能市場

用戶側儲能直接面對終端用戶，具有規(guī)模小、初始投資低、布局分散、主要接入配網(wǎng)和自主調控等特點，決定了它的發(fā)展主要由市場驅動，也是產業(yè)發(fā)展初期的絕佳試水點。2018年之前，用戶側儲能一直是我國儲能市場增長的領頭羊，根據(jù)儲能產業(yè)政策研究中心（RCESIP）全球儲能項目數(shù)據(jù)庫的統(tǒng)計，2017年，我國用戶側新增投運儲能項目占比約為60%，裝機約6萬千瓦，2018年，受電網(wǎng)側儲能爆發(fā)式增長影響，這一比例降低至24%，但用戶側儲能新增裝機仍達到14.5萬千瓦，累計裝機25.4萬千瓦，同比增長130%，仍然保持著極高的增長速度。

從技術類型看，較早在此領域布局的儲能企業(yè)以鉛炭電池廠家為主，且鉛炭電池成本相對較低，是目前用戶側儲能領域占比最高的技術類型，2018年底裝機規(guī)模達到15.6萬千瓦，占比61.3%，其次依次是磷酸鐵鋰、梯次利用電池以及其它儲能技術，占比分別為32.5%、4.2%和1.9%。

從發(fā)展布局看，用戶側儲能項目主要集中在峰谷電價差較高且工商業(yè)較為發(fā)達的省份，排名前4位的省份依次是江蘇（16.5萬千瓦）、廣東（4萬千瓦）、湖南（1萬千瓦）和山東（0.7萬千瓦）。

截至2018年底，北京市共有40個已經投運的儲能項目，總裝機達到31.7兆瓦，118.4兆瓦時，在這40個項目中，99%都是用戶側儲能項目。“首先北京的用電性質多為一般工商業(yè)用電，峰谷價差在全國最大，可達到1.1元/千瓦時，業(yè)內普遍認為0.7元/千瓦時的峰谷價差是開展用戶側儲能的一個門檻；其次北京電力負荷壓力大，用戶側儲能可以發(fā)揮削峰填谷的作用，有效緩解高負荷現(xiàn)狀。所以，北京發(fā)展用戶側儲能有得天獨厚的優(yōu)勢。”中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟研究經理王思分析說。

截止2019年3月底，江蘇全省已建成60座客戶側儲能電站，總容量97兆瓦/691兆瓦時；其中48座儲能電站已實時接入“用戶側儲能監(jiān)控與互動平臺”，接入平臺儲能容量90兆瓦/649兆瓦時。

儲能成本下降趨勢

從技術角度來看，影響用戶側儲能成本的主要有系統(tǒng)生產制造的價格以及系統(tǒng)循環(huán)壽命這兩方面。因此，在制造上大幅降低系統(tǒng)制造成本或者從設計上大幅提升系統(tǒng)循環(huán)壽命，是儲能行業(yè)未來的兩大發(fā)展方向。

儲能應用成本包括一次采購成本、二次運維成本和三次回收成本。除了設計制造環(huán)節(jié)降低成本外，還可以通過開發(fā)電池修復技術，提升電池壽命和安全，降低系統(tǒng)運維成本；從電池生產前端考慮電池未來報廢后的易回收性，開發(fā)新型結構技術和回收再生技術，降低電池回收成本。

未來儲能降成本“四步走”：

當前目標（近期）：開發(fā)非調峰功能(調頻或緊急支撐)技術市場

短期目標（5年）：低于峰谷電價差的度電成本

中期目標（10年）：低于火電調峰（和調度）成本

長期目標（20年）：低于同時期風光發(fā)電的度電成本

降到什么價格時儲能的市場化才會爆發(fā)？中電投融和融資租賃有限公司新能源一部營銷總監(jiān)王諶說“去年儲能的系統(tǒng)成本大約1.6元/Wh，預計今年內能夠降到1.4元/Wh。儲能系統(tǒng)成本一旦降下來，用戶側儲能市場就真正打開了。”

用戶側儲能制約因素

技術有待提升

鉛蓄電池在儲能安全性上沒什么大問題，但是在循環(huán)壽命方面還有一定的改善空間；鋰離子電池應用在用戶側儲能的話，其安全性還需要在技術方面有進一步提升。

缺乏標準

目前行業(yè)內還缺乏相應的安裝、入網(wǎng)、驗收等相關標準，還沒有一個明確的規(guī)范的流程讓大家操作，建立行業(yè)標準的需求是很迫切的。但行業(yè)標準的建立也并非易事，相關的技術實驗還比較缺乏。需要有充足的正向、反向研究和實驗數(shù)據(jù)做支撐，才能建立起安全、有效的行業(yè)標準。

只靠補貼行不通

今年3月，蘇州工業(yè)園區(qū)管委會發(fā)布了《蘇州工業(yè)園區(qū)綠色發(fā)展專項引導資金管理辦法》，文件明確規(guī)定，針對在園區(qū)備案實施、且已并網(wǎng)投運的分布式燃機項目、儲能項目，自項目投運后按發(fā)電量（放電量）補貼3年，每千瓦時補貼業(yè)主單位0.3元。

由于峰谷價差0.7元被視作行業(yè)部署用戶側儲能項目的門檻，此次補貼變相降低儲能度電成本0.3元后，也意味著峰谷價差超過0.4元即具備部署用戶側儲能項目條件，而這在我國絕大多數(shù)出臺峰谷電價機制的省份都能得到滿足。

無論是電網(wǎng)側還是用戶側，儲能行業(yè)未來大范圍直接補貼的可能性是比較小的。以蘇州工業(yè)園為例，按放電量補貼業(yè)主0.3元/kWh，補貼3年，可以有效地縮短投資回收期，但和成本與周期比較就能發(fā)現(xiàn)，單純依靠補貼政策其實是不夠的。單純針對度電價格進行補貼自然也不能從根本上解決問題。必須要去挖掘除此之外的價值并從中培育商業(yè)模式，只有這樣才能實現(xiàn)規(guī)模化。

依賴補貼政策來拉動儲能項目的規(guī)模增長，之后通過規(guī)模效應降低儲能成本，這條路是走不通的。儲能行業(yè)自身需要繼續(xù)突破技術，相關機構也有必要出臺一些非補貼類型的市場政策，推動產業(yè)發(fā)展。

盈利模式與案例

降低用戶用能成本是用戶側儲能盈利和發(fā)展的重要驅動因素。目前用戶側儲能盈利模式主要包括峰谷套利、需量電費管理、需求側響應和光儲聯(lián)合運行等模式。

目前用戶側儲能的盈利核心點在于峰谷電價差套利，但是這種商業(yè)模式要想盈利，現(xiàn)在看來在大部分地區(qū)可以說比較艱難。盡管目前利用峰谷電價差發(fā)展用戶側儲能的商業(yè)模式頗受關注，但未來只有當儲能成本低于火電調峰成本后，儲能裝備才有可能作為重要補充，大規(guī)模納入到電網(wǎng)調峰調度系統(tǒng)。

目前電化學儲能的度電成本在0.6-0.8元，如果僅依靠峰谷電價差來套利，用戶側儲能系統(tǒng)投資回收周期會很長，至少要在6年以上。一般工商業(yè)用戶僅通過峰谷套利作為主要盈利模式，大工業(yè)用戶在通過峰谷價差減少電度電費支出的同時，還可以利用儲能減少最大需量電費，一般認為峰谷價差大于0.7元/千瓦時即具備盈利條件，部分地區(qū)如湖北、北京、江蘇、上海、河南等峰谷電價差較高，回收周期就較短，但仍然面臨電價或峰谷電價差變化的風險，進而影響項目的投資收益率和回收周期。

大工業(yè)用戶峰谷價差小于一般工商業(yè)，僅通過峰谷套利模式難以盈利?？紤]儲能還可降低用戶最大負荷需求，減少需量電費，若通過峰谷套利+降低需量電費在部分省市具備盈利條件，按可降低最大負荷值為儲能容量的30%測算，上海、湖北、江蘇、北京的大工業(yè)用戶側儲能可實現(xiàn)盈利。

江蘇、廣東等地區(qū)已經出臺了儲能參與需求響應的相關辦法。以江蘇為例，根據(jù)目前峰谷電價及需求響應激勵政策，儲能設備參與削峰和填谷的需求響應收益約為5-12元/千瓦，參與一次需求響應額總激勵收益在3萬-12萬元左右。

蘇州工業(yè)園區(qū)

蘇州工業(yè)園區(qū)用電負荷波動較大，發(fā)展儲能是負荷平衡非常重要的解決手段。蘇州工業(yè)園區(qū)經過25年的發(fā)展，電網(wǎng)建設和公共資源已經接近飽和（蘇州工業(yè)園區(qū)網(wǎng)供負荷密度超過0.90萬千瓦/平方千米，是江蘇省平均值的10倍），供電公司與園區(qū)政府希望通過一批用戶側儲能項目的建設，在不增加公共資源消耗的前提下滿足企業(yè)的用能需求。同時可以利用儲能削峰填谷，提升現(xiàn)有電網(wǎng)資源利用效率，從而形成多贏局面。張敏高告訴記者，蘇州工業(yè)園區(qū)在出臺補貼政策前，曾邀請第三方專業(yè)機構對補貼效益做了分析，希望補貼政策能夠幫助到投資主體降低10%的投資。“按照目前蘇州大工業(yè)用電價差大約0.7元/千瓦時來測算，儲能投資回收期在5-8年。當然，儲能項目的投資測算較為復雜，涉及不同的電池類型、充放電策略，并且項目投資成本一直處于變動過程中。目前的投資成本應該較我們當時測算時候又有一定幅度的降低，因此項目的回報情況將變得更為理想。”

江蘇鎮(zhèn)江用戶側儲能

一年前，為緩解江蘇鎮(zhèn)江東部地區(qū)夏季高峰期間供電壓力，全國最大規(guī)模用戶側分布式儲能項目在鎮(zhèn)江落地。2018年鎮(zhèn)江共計建成用戶側儲能項目20個，涉及用戶20家，并網(wǎng)投運46.5MW/365.86MWh，累計減少電費開支達4500萬元以上。“這個項目可以比喻成一個大型充電寶，晚上谷電時充電，白天峰電時放電，在分時電價下，通過谷充峰放，儲能系統(tǒng)將有效節(jié)省客戶電費支出。”國網(wǎng)江蘇電力公司相關負責人介紹說，用戶側儲能一般為“一充兩放”或“兩充兩放”，以實現(xiàn)“移峰填谷”，“谷電峰用”的目標。以江蘇電網(wǎng)銷售電價為例，220kV大工業(yè)用戶谷段電價為0.2989元/千瓦時，峰段電價為0.9947元/千瓦時，不考慮平段因素，電費差價為0.6958元/千瓦時。中冶東方江蘇重工有限公司在沒有儲能裝置時平均電價為0.6875元/千瓦時(按6個月測算)，儲能裝置投運后平均電價0.6651元/千瓦時(按6個月測算)，半年累計減少電費開支達987.51萬元，降本效益顯著。

北京光儲充

今年3月，國內用戶側最大規(guī)模的儲能電站在北京大紅門正式投運，項目一期日售電能力超過4萬度，相當于在城市中心建設完成全新的小型能效電廠，創(chuàng)造了國內首個“直流光儲充”一體化用戶側儲能新模式。“直流光儲充”一體化電站的“客戶”可不止充電樁一家，儲存的電量會在用電高峰時段售給商場、辦公樓等不同場景的用戶，“將電售至高峰時段用電的充電樁是最貴的，車輛充電服務費加電費最高可達每度電2.2元至2.3元，可以實現(xiàn)儲能投資利益最大化，其次是用電高峰期的商場，售電價為1.3元。如果售出每度電的價格平均在1.5元，日售電量達到4萬度，項目7000萬的投資成本只需5年就可回本。目前，項目已達日售電1.5萬度，形成了相對成熟的盈利模式。”劉博說，儲能電站售電盈利的同時，還可以利用光伏發(fā)電滿足高峰自用，利用直流光儲充充電樁實現(xiàn)10分鐘快速充電，這種“光儲充三合一”的新模式，為項目帶來了更大的增值效益。
原標題：成本、補貼、模式，用戶側儲能路在何方？