工商业储能的两本账：峰谷价差之外，需量电费也能省

不少工商业用户在评估储能项目时，只算一本账：低谷充电、高峰放电，赚中间的价差。这本账没错，但它只是收益的一部分。国家能源局在对十三届全国人大五次会议第8610号建议的答复中，把两条价格政策放在一起讲：一条是分时电价机制，鼓励工商业用户“采用配置储能等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量”；另一条是两部制电价下的基本电价，明确用户可选择按变压器容量或最大需量方式计收基本电费，通过优化生产方式降低整体最大需量。这两条政策对应的，正是工商业储能的两本账——套利收益和需量管理收益。把两本账分开算清楚，才知道一个储能项目到底值不值得投。

一是完善分时电价机制，2021年，配合国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），指导各地科学划分峰谷时段、合理扩大峰谷价差，鼓励工商业用户采用配置储能等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。截至今年4月底，大部分地区已结合本地电力供需形势、新能源发展等实际，细化完善各地分时电价政策，峰谷价差均不低于3:1，多个省份达到或超过4:1，为储能技术“谷充峰放”应用提供有利条件。二是提升基本电价执行灵活性，2016年，配合国家发展改革委印发《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号），放宽基本电价计费方式变更周期限制和减容（暂停）期限限制，用户可选择按变压器容量或最大需量方式计收基本电费，进一步提高基本电价执行灵活性。对于选择最大需量方式的电力用户，可通过优化生产方式降低整体最大需量，实现“用多少、付多少”，进一步减少基本电费支出。基本电费本质上体现了用户对电力系统的长期投资责任，电力系统需要根据报装容量、最大需量等情况预留输变电容量、发挥输变电能力。我局高度重视您提出的建议，下一步，我局将配合国家发展改革委在工作中认真研究参考，充分吸纳优化最大需量电价执行方式、在基本电价政策设计中引入“峰谷”概念等建议，进一步完善基本电价机制，更大程度发挥价格信号引导作用，促进储能运用，有效提升新能源消纳利用水平。

第一本账：峰谷价差带来的套利空间
套利收益的算法相对直观：储能系统在低谷时段充电，在高峰或尖峰时段放电，赚取两个时段的电价差。国家发展改革委2021年印发的《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1；同时还要求推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。国家能源局在答复中提到，截至2022年4月底，大部分地区峰谷价差均不低于3:1，多个省份达到或超过4:1，为储能“谷充峰放”提供了有利条件。具体到测算，需要用当地最新的分时电价文件，取低谷电价与尖峰电价的差值，再乘以年放电量和系统综合效率，扣除充放电损耗与容量衰减，得到年度套利收益。注意这里的价差要用“含输配电价和政府性基金”的到户电价，而不是上网电价。

第二本账：需量电费怎么被压下来
第二本账常被忽略，却往往更稳定。两部制电价用户的电费由电度电费和基本电费两部分构成，基本电费可以按变压器容量计收，也可以按最大需量计收。选择按最大需量计费的用户，每月的基本电费等于当月实际最大需量乘以需量电价。很多企业的负荷曲线存在短时尖峰——某台设备启动、某条产线同时开机，会在十几分钟内把最大需量拉高，而这一瞬间的高值决定了一整月的基本电费。储能系统介入后，可以在检测到需量即将突破设定阈值时快速放电，把尖峰削平，把月度最大需量锁定在一个较低水平。这就是答复中说的“通过优化生产方式降低整体最大需量，实现用多少、付多少”。这笔收益与电价差无关，取决于企业负荷曲线的尖峰形态，对负荷波动大的企业往往效果更明显。

两本账在测算口径上的冲突
两本账并不总是同向。套利收益要求储能在价差最大的时段深充深放，而需量管理要求储能在负荷尖峰出现的时刻顶上去，两者的充放电时刻可能不一致，甚至互相挤占容量。举例来说，如果企业的负荷尖峰出现在平段而非尖峰时段，那么用于压需量的那部分放电就拿不到价差收益。因此在做收益测算时，不能简单把两种收益叠加，而要先按小时级负荷曲线做全年仿真，把每一时刻的充电、放电动作排布出来，再分别累加。实际工程中常见的做法是按优先级设定控制策略：需量管理为第一优先级，保证月度最大需量不越限；套利为第二优先级，在剩余容量内追求价差最大化。仿真结果要按8760小时逐年推演，并考虑电池衰减导致的容量下降。

峰谷时段正在变，收益模型要留弹性
需要提醒的是，分时电价并非一成不变。国家发展改革委相关文件要求各地建立分时电价动态调整机制，根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分与浮动比例。这意味着今天测算时用的峰谷时段和价差，几年后可能发生变化，尤其是新能源装机占比上升后，午间光伏大发时段的上网价格与用户侧价格结构都可能调整。因此收益测算不宜按静态价差做十年外推，更稳妥的做法是按三到五年的保守价差做基准情景，再设置价差收窄的敏感性情景，观察回收期的变化幅度。同时，系统设计上要保留策略可更新的能力，让能量管理系统的充放电策略能随时段划分调整而快速迭代。

哪些企业更适合先上储能
从收益结构倒推，适合优先配置储能的企业有几个共同特征：一是执行两部制电价、按最大需量计费，且负荷曲线有明显尖峰；二是年用电量足够大，通常在数百万千瓦时以上，配电容量有明确缺口或扩容成本高；三是生产连续性要求高，对供电可靠性有诉求，可以顺带获得备电价值；四是有屋顶或空地资源，能把光伏一并做进去，提高整体收益。反过来说，负荷非常平稳、峰谷差极小、且按变压器容量计费的用户，储能的收益空间相对有限，更适合先从光伏自发自用入手。东上新能源在烟台接触的工商业客户中，多数是先把车棚光伏与屋顶光伏做起来，再根据实测负荷曲线决定是否追加储能，这个顺序对控制投资风险更友好，具体配置以项目测算为准。

原文来源：国家能源局《对十三届全国人大五次会议第8610号建议的答复》

工商业储能的收益从来不是单一价差能概括的。把套利和需量管理两本账分开算、再合起来看，才能判断一个项目的真实回报。分时电价机制在动态调整，需量电价的计费方式也在讨论优化，收益模型必须留出弹性。东上新能源·东电汇充为工商业客户提供的光储充方案，按实测负荷曲线做小时级仿真测算，收益按保守口径给出，不承诺固定回收期，具体以项目测算为准。

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