刘小龙：用户侧储能商业模式及市场分析
备注：以下观点整理自刘小龙在“‘双碳’目标下电力低碳保供策略与政策研究系列研讨会（第3期）”上的发言。
本文字数：1804字。
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之所以一些地区出现新能源配储建完不用，建后闲置的情况，一是因为新能源配储没有自己独立的市场主体身份，需要跟新能源机组绑定在一起参与市场交易，二是因为电力系统的目前消纳能力比较强，新能源配储的利用率比较低”， 广东电网能源投资公司智慧能源部副经理刘小龙在“‘双碳’目标下电力低碳保供策略与政策研究系列研讨会（第3期）”上介绍道。
一、储能政策背景及应用场景
近年来，国家层面出台了一系列政策鼓励引导和推动储能产业发展。其中纲领性文件是国家***和能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中明确了“十四五”储能发展指标。从国家规划来看，到2023年新型储能装机规模要达到3000万千瓦以上，后续各个省出台的本省新能源发展规划来看，新能源装机总规划达到了6000万千瓦，远超国家规划的口径。截至到2023年底，我国已投运新型储能装机规模是870万千瓦，对应我们6000万千瓦的发展目标就意味着接下来不到三年时间我们还有5000万千瓦以上的增长空间，所以整个储能是巨大的蓝海市场。
储能系统部署的位置一般分为电源侧、电网侧以及用户侧。电源侧又叫发电侧，一部分是作为新能源配套，起到平滑新能源机组功率的波动，满足新能源并网的要求。另外一部分是应用于联合火电机组参与调频辅助市场，在这个市场里面，当某一个时刻电力系统发生了波动，这个时候调度下发一个指令，对于火电机组来说，传统惯性设备的爬坡增加出力需要一个过程的，这个过程中，电化学储能刚好能够发挥快速充放快速响应的优势，从而提升火电机组调频性能，进而能够在调频市场里面拿到更的收益。第二个是电网侧，部署在重载的变压器或者重载台区，缓解变压器包括线路过窄的情况。第三个是用户侧，也叫工商业侧，指在企业里面部署一套储能系统，通过削峰填谷、需量管理、紧急供电等等模式获取效益。
二、用户侧储能商业模式分析
在用户侧储能商业模式方面，刘小龙重点介绍了峰谷套利的运作过程。如上图所示，如果一个企业在0点到8点的时间段储能1000度电，成本为260块，到第二天上午时段，把电量释放出来，替代企业从电网购买的电量，晚上充1000度电，白天释放900度电（考虑损耗），收入是954块。这一次充放循环产生了700块钱收益。为了加速储能投资**期，提升储能利用效率，一般在中午12点到14点再补一次电，在下午再放一次电，进行第二次峰谷套利的循环。这就是用户侧储能经常讲的两充两放，从这个例子里面可以清晰看出，影响用户侧储能收入的关键要素之一是峰谷电价差，电价差越大效益就越好，比如在广东，现在每年月份会设置三个小时的尖峰电价时段，尖峰电价是在高峰电价基础上再上浮25%，广东尖峰和低谷电价差差不多有1块钱以上。
在需求侧响应方面，电力用户主动参与需求侧响应亦能获得相应的收益，例如一个企业平时正常生产，负荷一个小时2000度电，现在通过调整生产计划其他手段，实际响应时段只用了1500度电，中间少用500度电，相应每度电给你2块钱、3块钱补贴，这是需求响应基本的商业逻辑。但需求响应收益和峰谷套利收益往往不可兼得。总的来说，就用户侧储能来看，峰谷套利的模式最具备商业价值。
三、新能源配储的争议
新能源配储有两方面的争议。一是新能源要求强制配套储能之后，可能会给新能源投资方带来投资压力，增加投资成本。刘小龙以广东为例介绍到，如果是100兆瓦集中式光伏，静态初始投资额大概在4亿元，年利用小时数大概是1000小时，上网电价是0.453元，可以估算该光伏项目在广东依靠上网收入大概是4500万左右。此外，广东现货市场对绿电需求比较大，绿电有三分钱的溢价，所以算下来广东集中式光伏投资4亿，一年总收入有可能达到5000万。在此基础上，按照光伏10%配比储能，需要配套的储能就是10兆瓦时，对应成本是2000万，增加了新能源投资占比5%。因此，新能源配储并不会过分打压新能源投资方的积极性，这也是一个基本的前提。
二是在一些地区出现了新能源配储建完不用，建后闲置的情况。一方面原因是新能源配储没有自己独立的市场主体身份，需要跟新能源机组绑定一起参与新能源电力市场。所以目前**在引导储能直接参与到现货市场，参与到辅助服务市场，避免造成资源浪费。另一方面原因是部分地区的电力系统目前消纳能力比较强，造成新能源配储的利用率比较低。例如，广东基本可以实现99%以上的消纳，并不存在弃风弃电的情况。
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