中國儲能網(wǎng)訊：2023年，中國工商業(yè)儲能市場迎來了裝機量爆發(fā)式增長，市場體量躍居全球首位。項目經(jīng)濟性的提升和商業(yè)模式的多樣化，促使國內市場持續(xù)升溫。2小時鋰電儲能系統(tǒng)價格降幅近40%，帶動項目成本顯著降低。與此同時，多個地區(qū)的分時峰谷價差擴大至最高1.2元/kWh，進一步拓寬了儲能項目套利空間。在疊加專項補貼等多重收入后，工商業(yè)儲能項目在部分省份，例如浙江、江蘇和廣東收益表現(xiàn)良好，帶動了當?shù)匮b機容量增長。
伍德麥肯茲預計，中國工商業(yè)儲能市場關注度與項目投建的活躍度將進一步提升。中國工商業(yè)儲能累計裝機容量將于2033年達到59GW，持續(xù)領跑全球市場。
分時電價峰谷套利是工商業(yè)儲能項目現(xiàn)階段的主要收入來源，而參與電力市場交易將成為下一個收入增長點
基于項目全生命周期的收入水平測算，在2023年分時電價峰谷套利、當?shù)貙ｍ椦a貼、減少基本電費的可及性最高，且為工商業(yè)儲能主要的收入來源。但在項目運營的中后期，隨著部分地區(qū)峰谷電價差的縮小，工商業(yè)用戶市場化購電比例的提高，以及補貼政策退坡，這部分收入將難以維持。同時，伴隨著電力市場的不斷成熟，參與渠道和交易品種的多樣化將大幅提高工商業(yè)儲能參與市場交易的頻率。這使得電能量現(xiàn)貨交易和提供輔助服務的收入成為工商業(yè)儲能項目后期的主要現(xiàn)金流來源。
浙江、江蘇和廣東的工商業(yè)儲能項目擁有最高的收益水平，IRR可達13%-19%
從區(qū)域市場來看，浙江、江蘇和廣東成為了當前工商業(yè)儲能市場的最佳“淘金地”，三省的儲能項目的收益水平最高，主要得益于有利的峰谷價差、配套政策支持和虛擬電廠較高的活躍度。
目前，工商業(yè)儲能的全年收入主要分為節(jié)約電費成本和現(xiàn)金收入兩大部分。節(jié)約電費支出提供了約七成的首年收入，是項目早期經(jīng)濟性的支持主力。其中，分時電價峰谷套利貢獻了項目全生命周期收入的35%-40%，是項目能否收回成本的決定性因素。當?shù)貙ｍ椦a貼為首年提供了70%的現(xiàn)金流入，但由于呈現(xiàn)退坡趨勢，此項收入在未來難以維持。
工商業(yè)儲能還可以通過虛擬電廠聚合后，在現(xiàn)貨市場交易其儲存的電能量或者在輔助服務市場出售調頻能力。目前，參與電力市場的收入相對其它模式仍然有限。隨著電力市場機制的完善和準入政策進一步放開，我們預計這部分收入將在2030年增加十倍，并有望在項目收回成本后，提供近80%的現(xiàn)金流入，成為項目中后期經(jīng)濟性的重要助力。
工商業(yè)儲能收入的波動風險：分時電價變化、補貼政策退坡、電力市場交易經(jīng)驗不足
由于分時電價時段劃分和價格水平變化頻繁，持續(xù)使用某一種套利策略可能會錯過最佳充放電時段，導致該部分收入水平不及預期。因此，項目運營商需要持續(xù)關注各省電力公司定期發(fā)布的分時電價，并及時更新自己的套利策略，從而實現(xiàn)套利收入最大化，加快項目成本回收。
專項補貼政策大多呈現(xiàn)逐年退坡趨勢，導致項目中后期的現(xiàn)金流難以維持，經(jīng)濟性大打折扣。業(yè)主和運營商可以通過提前布局電力市場，或者拓展其他收入來源的方式抵消補貼退坡的影響。但在進入電力市場交易之前，運營商需要擁有對市場價格和準入政策的動態(tài)追蹤能力，豐富的交易經(jīng)驗，避免交易收入不及預期甚至發(fā)生虧損，損害項目的中長期營收水平。
盡管工商業(yè)儲能是2023年最受關注的賽道之一，但玩家在進入市場之前需要準確評估自身的初始投資能力，電站運營能力和對市場的熟悉程度，從而選擇最適合的商業(yè)模式，獲得預期收入。
