工商业储能6大不确定性

12月6日，安徽省发展改革委 安徽省能源局发布《进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项征求意见通知》，优化了峰谷分时时段，调整峰谷分时电价浮动比例，并调整季节性尖峰电价。

可以看到，调整后，安徽在1、12、7、8、9月份均只有一个高峰和低谷时段，这也就意味着一年中将有五个月在一日内仅能完成一次充放电循环，单充单放使得安徽的工商业储能彻底失去了经济性，没有了投资价值，这无疑是非常大的打击。

众所周知，工商业储能经济效益最好的地区在浙江。一方面，浙江峰谷价差较高、套利空间大；另一方面，浙江的分时电价能够使储能系统在两个低谷时段充电、并在两个尖峰时段进行放电。理论上，在浙江投资工商业储能的收益率高达26.29%，最快3年半就能回本。

然而，12月5日，有传言浙江省发改委拟对2024年浙江省工商业用电的分时电价政策做出调整:

1.统一大工业电价用户和一般工商业电价用户峰谷时段。

2.大工业用户新分时电价于 2024 年1月1日正式执行。考虑一般工商业用户数量较多，表计更换和参数调整工作所需时间较长，拟定 1-10 千伏及以上的一般工商业用户新分时电价于 2024 年6月1日起正式执行，不满 1千伏的一般工商业用户新分时电价于2024 年9月1日起执行。

3.分时电价时段具体调整如下:春秋季(2-6 月、9-11月，共8个月)电力供需总体平稳，原峰谷时段拟调整为高峰、平段、低谷等三个时段。其中，高峰时段共 7 个小时,平段时段共 7个小时，低谷时段共 10 个小时(原政策为尖峰 4 小时、高峰 8 小时、低谷12 小时)。夏冬季(1、7、8、12 月，共4个月)电力供应仍有缺口，峰谷时段拟调整为尖峰、高峰、平段、低谷等四个时段。其中，尖峰时段共 6 个小时高峰时段共3 个小时，平段时段共 5个小时，低谷时段共 10 个小时 (原政策为尖峰6小时、高峰6小时、低谷 12 小时)。增加深谷时段。春节、劳动节、国庆节等三个假期的部分时段供需较为宽松，拟增设深谷时段。具体时段为 10:00-14:00，共4个小时。

根据网传的浙江省发改委新分时电价政策，2024年浙江省执行尖峰电价的月份只有4个月，执行高峰电价的月份为8个月。

新政策执行后，浙江省工商业储能在冬季与夏季（1月、7月、8月、12月）仍可享受尖峰-低谷电费差价收益，收益率最高。其余8个月份虽然仍可执行两充两放策略，但仅可做到低谷时段充电，高峰时段放电，电费差价有明显降低，预计工商业储能年度收益率降幅超过15%。

工商业储能始终存在经济性、安全性与政策变量等多重因素，掣肘产业的健康可持续发展。

一 无法确认持续性的分时电价机制

当下国内工商储盈利模型的最强逻辑：基于分时电价下的峰谷套利。

峰谷电价的不确定性 ，分时电价的机制往往是由宏观政策制定，而政策的转向几乎是终端电力用户不可预知的，也导致了很多的业主在一次性购买设备时持观望态度。当下工商储项目经济测算模型主要是基于当下的分时电价机制，但工商储机柜以10年质保、15年的设计寿命的生命周期来看，项目建设时的分时电价机制是否在项目的整个生命周期内延续是一个最大的未知数。储能并不存在一种类似于分布式光伏的确定性的盈利模式，来计算长期收益率。

二 充放电需求的不确定性

工商业用户的用电规律存在较大的不确定性，比如某储能项目，在规划时按照一天两充两放设计，但是该企业可能未来几个月中，因为赶制某批次急单，晚班满负荷生产，导致储能无法满充，直接影响当年收益率。用户负荷的不确定性，无论是负荷的增加、负荷的减少、用户负荷曲线的峰谷时段变化，都与储能的收益率密切相关，这都无法通过锁定合约时段和价格去规避风险。

所以这也需要储能系统获取负荷侧数据，并进行EMS的动态优化。当分时电价的规则重新被书写，需要设备供应商，比如说EMS重新进行运行策略的设定，后续的升级服务的收费方式如何定义和规范，当下还处在模糊的阶段。而如果两次充放价差如果不再有一块二以上，那么无疑是在动摇工商储存在的最底层逻辑。

三 不断推高的非技术成本

当下不断出现的储能项目安全事件，也正在导致各地方对储能项目施工建设要求的不断收紧，从而衍生出项目建设的非技术成本不断被推高的现象，比如说额外的消防设施、额外的站房设置等，各种非技术成本的叠加甚至直接增高项目成本2毛每Wh。

而目前的工商储项目投资测算中往往忽略了各种非技术成本，在项目的具体执行中容易“失控”。但随着行业的不断规范，会有更多的标准出台，非技术成本也会走上台面，有望逐步可控。

四 电芯的循环次数

电芯的循环次数不等于系统的循环次数，这里面也确实存在一个巨大隐患，就是电芯厂家会说我们要求恒温运行25°，没有达到的话后续责任不好划分。可现实情况就是哪个地方能有25°？肯定是要有个范围的。

还有一点也很重要，能不能把每一次的充放电都记录下来？让电芯厂家找不到是系统集成问题的理由。简单的并联串联谁不会，就是因为这些并联串联，造成了项目的短板，非常不受控制。我们现在都记录下来，而且要实时监控这个电芯的运行状态是在健康的运行状态，是亚健康状态还是马上要进入红区？真正系统集成要做好，必须随时监控每一个电芯的状态，怎么让它从亚健康回到健康？怎么进行在线的均衡，在线的调整。你能不能检测到每个电芯？

五 尾大不掉的售后运维

工商业储能处于大储能和户用储能之间，略显尴尬。基于大储能的储能地面电站因为体量大，项目调试集中、售后运维集中，项目EPC可就近招聘维保检修人员，运维服务的及时响应可以有效保障业主的收益，同时也可以将售后备品备件集中管理，项目整个生命周期内发生的运维成本平摊到每Wh上是微小且可控的。而工商储的机柜属于大量的分布式储能，分散在国内的各个省份，甚至被从业人员戏称，干一个大型电站的体量顶上干几百个工商储的项目，但是不用一个场站一个场站去调试交付，一个大型地面电站有可能半年就落地了，但是几百个工商业电站需要大家苦哈哈地干上几年，据说这也是大基金迟迟不动的原因之一。

大储能和户储产业已经有了十余年的积累，而不同于大储能和户储，当下在市场内流通的工商储机柜从出生至今，多数没有超过三年，没有经过大量装机和长时间的运行验证，行业普遍的故障率仍是一个行业内避而不谈的未知数。

六 弱盈利模型的狭义性和不确定性

这里将基于峰谷差价的盈利模型定义为强盈利模型，其他的盈利模型包括工商业光伏配储应用、需量管理、和需求侧响应服务等定义成弱盈利模型。

工商业光伏配储，本身就是一个bug，因为工商业的应用场景往往是白天的用电负荷大，光伏在白天的发电基本被自发自用掉了，配套个储能机柜将多余的光伏发电存起来的逻辑显得有些牵强。而工商储配光伏的逻辑显然是更能说得通，但当下工商业储能存在最主要还是因为峰谷价差，配光伏去走光伏度电成本低于市电的逻辑并不是出发点，整个模式的收益也无法支撑工商业储能的大规模应用。