工商业储能三种投资模式对比

业主自投模式，即工商业企业业主自己投资，自己受益，盈利渠道主要为峰谷套利。以浙江省内某工商业企业为例，某企业投资了一座1MW/2MWh的用户侧储能项目，工厂白天负荷稳定可完全消纳储能放电，且变压器容量满足储能充电需求。当前，浙江省代理购电价格尖峰电价时段为9:00-11:00、15:00-17:00两个时段，低谷时段为11:00-13:00、22:00-次日8:00两个时段，根据此划分规定，浙江省工商业储能电站可以采用“低-尖”和“低-高”相互配合的单日两充两放收益模式，实现收益最大化。以2023年8月浙江两部制大工业用电1-10kv为例，尖峰电价为1.2609元/度、高峰电价：1.0732元/度、低谷电价：0.3167元/度。

另外，根据6月份22个储能EPC项目中标情况来看，2h系统EPC项目中标单价区间在1.376-2.226元/Wh，我们取平均中标报价1.64元/Wh来计算成本，并按90%放电深度、系统效率首年衰减5%、此后每年2%、充放电效率92%、消纳天数330天进行计算。根据以上背景设定，该企业1MW/2MWh的工商业储能电站，通过峰谷价差套利，每年收益=放电收益-充电成本=实际放电量*峰段电价-实际充满所需电量*谷段电价=（峰段电价*日充放电次数*消纳天数*系统效率*总容量*充放电效率）-（谷段电价*日充放电次数*消纳天数*系统效率*总容量/充放电效率）代入数据计算，该储能项目前8年的峰谷套利收益=6265394.23元；投资成本=1.64元/Wh*2000000Wh=3280000元；回本年限=总成本/(前8年的峰谷套利收益/8)=3280000/(6265394.23/8)≈4.2（年），这个例子就是一个非常典型的业主自投工商业储能商业落地的实践。在业主自投模式下，储能项目的回本周期是最快的。

合同能源管理模式（EMC）简单而言就是第三方投资模式。当业主由于一些原因不能投资时，可以引入投资方合作，通过EMC合同将能源进行外包，并与投资方进行利润分享，从而实现降低能耗、节省用电成本的目的。在EMC合同能源管理模式下，一般有3种利益分享的方式。一是由投资方向企业支付租金，建设储能电站；二是投资方按照与企业约定的比例分享项目收益，这一比例通常为10%：90%、15%：85%等 ；三是投资方与企业约定，企业可享受峰时放电电价打折。

在这一模式下，比较好的分布式储能电站收益率会达到8-15%的年化收益，投资方~7-8年回本。目前EMC模式应用较多，是工业用户的主流应用模式。

2023年4月18日，葛洲坝石门特种水泥有限公司储能电站项目正式并网成功，该项目便是以能源管理合作模式开发运营的。储能电站占地面积共300平方米，总投资约1500万元，通过采用“两充两放”的充放电策略，在低电价时段充电，高电价时段放电，每年可向葛洲坝石门特种水泥有限公司平稳供应400万度电，1年可省下200万元的高峰电费，大大缓解了水泥厂区用电供需紧张、电费支出过多的局面。省下来的就是赚到的，可见，通过合同能源管理模式（EMC）建设储能电站，高耗能企业不仅能实现能源消耗的优化管理，还能获得可观的利益回报。

有些工商业企业想自己投资储能电站，但又受限于资金不足，这种情况下可以引入融资租赁公司作为储能设备的出租方，减少资金压力。租赁期内，储能设备的所有权归融资租赁方、业主拥有使用权，到期后业主可获得储能设备的所有权。用户侧储能的融资租赁主要包括直租、回租两种模式。一般情况下，新建项目适用直接租赁模式融资，收购项目适用售后回租模式融资。在直租模式中，承租人支付的利息一般可以享受13%增值税抵扣的税收政策红利。

通常情况下，用户侧储能的融资额度在总投资的70%-80%，在这个比例下，项目现金流能较好地覆盖租金。用户侧储能的融资期限一般不高于6年，且不能超过该项目充放电策略下的电池循环次数所能满足的使用年限。据了解，目前用户侧储能的融资利率在0.65左右，根据项目情况和投资人资信情况可以上下浮动。如果加光伏的话可以做到0.55。

其中，浙江省作为拥有大量用电负荷，较大的峰谷电价差的交叉优势地区，是目前工商业储能市场最活跃的省份，也是各方竞争最激烈的省份之一。在当前分时电价机制下，可以满足工商业储能每天两充两放。

对浙江省来说，每日8点-11点及13点-19点为高峰段，19点-21点为尖峰段，若配有2h储能系统，则可于第一个谷时（6点-8点）进行充电，并于第一个高峰段（8点-11点）放电两小时，于第二个谷时（11点-13点）进行充电，于尖峰段（19点-21点）放电，利用储能每天实现两次充放电循环。

两次充电均在谷时，两次放电分别在尖峰段及高峰段，平均峰谷价差为0.85元/kWh，测得投资回收期约为4.75年。

LCOE测算

测算结果：度电成本（LCOE）是对储能项目全生命周期内投入和处理电量进行平准化计算得到的储能成本，经测算，储能项目LCOE为0.68元/kWh，综合考虑后，取0.7元/kWh为峰谷套利盈亏平衡点较为合适。

LCOE计算公式：度电成本=总投资成本/总处理电量；总投资成本=初始投资+利息+运维费用+项目管理费-残值，计算出其现值为1896.42万元；总处理电量=日单次处理电量*2*300

经济性测算

敏感性分析：在仅考虑峰谷套利收入的情况下，当每度尖/峰谷电价差为0.9819/0.6197元，投资成本为1.8元/Wh时，工商业储能项目IRR达9.36%，在全国范围内峰谷价差持续拉大和储能投资成本不断下降的趋势下，有望将IRR提升至20%以上，工商业储能经济性愈发明显。

据了解，碳酸锂等锂电池原材料价格也进一步下探，电池级碳酸锂再次跌破20万/吨，电池成本不断下降，工商业储能电站成本也会随之而降；

还有来自政府的大力扶持政策，税收政策、补贴政策、市场准入政策逐步明朗，都在鼓励工商业用户兴建储能电站；而且工商业储能电站正在创新商业模式，例如与电动汽车充换电服务、虚拟电厂等组合，提高储能系统的经济效益和商业可行性。

综上，中国工商业储能市场前景广阔，而且随着中国经济的快速发展和源网荷储一体化项目建设的加速，属于工商业储能的爆发机遇已经到来。