报告丨电化学储能启动在即，多环节商业模式雏形已现

储能之声 2021年2月3日 395

储能安装于电力系统发电侧、电网侧、用户侧三大环节，其商业模式主要归纳为三种：新能源减少弃电、电力辅助服务、减少用电成本。下文详述了各种应用场景盈利模式。

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从商业模式角度解析储能行业更为清晰

电化学储能可以应用在电网的源-网-荷3大环节，实现功能多达10余种，但随着分布式电源、微电网的推广，源-网-荷的界限已经逐渐模糊。尽管储能的安装位置灵活，但归纳储能的商业模式，则主要分为如下三种： 新能源减少弃电、电力辅助服务、减少用电成本。

从储能行业的不同应用场景入手，分析储能的三种商业模式，找到储能行业带来的独特价值与核心竞争力，可以更好的解构储能空间。

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发电侧：发电侧减少弃电+电力辅助服务

风电、光伏电站配置储能系统以后，通过制定合理的充放电策略可以有效避免弃电。 以光伏为例，在正午时分，光伏出力往往会超过负荷曲线，在没有储能的情况下，此时只能弃电。而配置储能后则可以在此期间给储能系统充电，避免了弃电损失。在光伏出力低谷时期，则可将储能设备中的电能放出， 并参与提供调峰、调频等电力辅助服务，获取响应收益。

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电网侧：电力辅助服务收益+纳入电网成本

电力辅助服务市场正日趋完善，主要向维持电网的稳定所必须的包括电压稳定、频率稳定以及事故备用等服务提供相应的对价。

电化学储能是优质的灵活性资源，可以 实时调节电力的供需“天平”保证电网稳定。 同时， 电化学储能还可减少或延缓电网投资，因此将其纳入输配电成本，由电网公司建设也仍然是潜在的商业模式。

电网侧储能提供辅助服务有着独特的优势： 因其可布置于电网关键枢纽处，相比发电侧及用户侧的服务效率更高，且其直接接受电网调度指令，因此响应更快。

用户侧1：峰谷价差套利+减少容量电费成本（国内）

我国对工商业用电实行 分时电价 政策。将一天分为 谷段、平段、峰段 ，不同时段按照不同价格收取电费。北京普通工商业用电（1kV以内）峰谷价差、峰平价差分别为：1.0254元/kWh、0.5257元/kWh。通过配置储能在低谷电价充电，在高峰电价时放电，从而减少购买电网的高价电量，实现减少电费支出。

峰谷价差套利+减少容量电费成本： 我国对于大容量工商业用电实行 “容量电费+电量电费” 模式，因此通过配置储能，一方面通过储能在低谷电价时充电，高峰电价时放电可 减少电量电费 ，另一方面由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”，可以 减少容量电费成本。

随着电力改革的不断深化，峰谷价差的扩大将成为市场化的必然趋势。 在2020年7月9日的全国能源迎峰度夏电视电话会议上，国家发改委发言人强调了将继续深化5项电力改革，其中就包括 扩大分时电价的峰谷价差，并明确了推动电力峰谷分时交易电价的发展，通过市场交易机制形成并扩大峰谷价差。

目前为止已有13个省公布了最新的2021年版峰谷电价，其中10个省份的峰谷电价差较2020年进一步扩大，最大的扩大了 0.1431元 ，最小的扩大了 0.0107元。其他还有11个省份有峰谷电价差政策，但暂未公布最新数据。

用户侧2：充电桩起量在即，提供增量市场

以特斯拉为代表的新能源汽车引爆了全球市场，作为电动车不可或缺的充电桩，势必迎来快速增长。我国对充电桩用电一般也认定为工商业用电，同样实行峰谷电价，因此 公共充电桩配套储能同样可以利用峰谷电价差减少购电成本、降低容量电价。 目前典型应用场景为 光-充-储一体化充电站模式，也有移动储能充电站模式。

用户侧3：家庭“光伏+储能”减少外购电量（海外）

海外国家居民用电电价比国内高得多，美国电价为中国的两倍，欧洲发达国家电价约为中国的3-4倍，日本电价相对最高，为中国的4.75倍。家庭用电费用成为海外家庭最主要的家庭支出之一。

海外高昂的居民电价，让家庭“光伏+储能”系统的经济性更为直接。 海外家庭安装光伏发电设备后，可以在白天利用光伏设备发电供给家庭用电，从而减小外购电量。

但是单纯的户用分布式光伏系统有两点不足：

1. 发、用电曲线不匹配， 光伏波动性强，白天中午时段为发电高峰期，存在发电大于用电的可能，届时只能将电力上网，获取较低售电收益甚至没有收益。

2. 发电曲线与峰谷电价时段错位， 所发电力没有在高电价时使用，发电价值没有最大化。

配套储能装置以后可以在发电大于用电时或者非高峰电价时充电，在高电价时放电，从而最大程度减少外购电成本，实现光伏发电收益最大化。

文章来源：兴业证券

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