1、工商业储能的系统结构、架构、商业模式、盈利渠道分析、投资模式工商业储能是分布式储能系统在用户侧的典型应用，其特点是距离分布式光伏电源端以及负荷中心均较近，不仅可有效提升清洁能源的消纳率，还可有效减少电能的传输的损耗，助力“双碳”目标的实电池柜工作电源:24VDCO逆变器现。盈利渠道描述峰谷价差用电低谷且电价低时充电，峰段放电给负荷使用，从而节省电费支出能延时移当光伏发电出力曲线和负载消耗曲线存在时空上不匹配时，将无法自用的光伏发电存储到电池中，在光伏发电输出不足时，储能放电给负荷使用，实现对光伏电源的削峰填谷，最大化提升光伏发电的自用比例，降低用电成本需后管理两部制电价下，储能设备通过降低最大
2、需量电费，降低基本电费现货交易储能电站可以通过虚拟电厂(VPP)以聚合方式参与电力市场交易，可以在低谷时段买进电力储蓄备用，在峰值卖出进行套利辅助服务参与电网的调峰调频服务，获取补贴用电方用电量快速增大时，原有的变压器已满足不了生产需求，需要申请增动态增容加变压器容量。往往成本较高且审批周期较长，若通过安装储能电站的市式,可以延缓变压器扩容，成本低且安装快捷BMS系统1、工商业储能系统结构工商业储能系统不同于大规模储能调峰调频电站，它的主要目的是利用电网峰谷差价来实现投资回报，主要负荷是满足工商业自身内部的电力需求，实现光伏发电最大化自发自用，或者通过峰谷价差套利。工商业储能系统与储能电站系统
3、都包括电池系统+BMS、PCS、EMS、变压器，机架，连接线缆、汇流柜、防雷及接地系统、监控及报警系统等，系统均进行模块化设计，系统电压、容量灵活配置。低压供井网案统升压期鬻T系关口表负荷强IOCVZO.4KV10V0.4KVIoCvMVDCACDCACDCACDCACOCACDCACMSSBCSSBnSBCSSKSSBtSS3压制并网是技工商业储能多一体化建造，采用一体柜。工商业储能对系统控制的要求低于储能电站，部分PCS产品也具有BMS的功能。在EMS方面，工商业储能只需要设定充放电时间即可完成能量管理，功能性需求也低于储能电站。但是随着大工业用户的增多，工商业储能配备容量可以达到MW级以
4、上，系统配置与储能电站基本一致。工商业储能与储能电站系统配置比较部件比较说明电池工商业储能对响应时间要求相对较低，综合考虑成本和循环寿命、响应时间等因素。采用能量型电池。储能电站收益主要来自于电力辅助服务，因此调频电站储能电池系统对循环寿命、响应时间要求较高，宁德时代、阳光电源等推出的电站电池系统循环次数在8000次左右。用于调频、紧急备用的电池可能会选用功率型，而目前大多储能采用的是能量型，与工商业储能类似。BMS对于中小工商业储能型电池系统，可对电池组提供过充、过放、过流、过温、欠温、短路及限流保护功能。还可以提供充电过程中的电压均衡功能，可以通过后台软件进行参数配置和数据监控，具备与多种
5、不同类型的PCS进行通讯及联合对储能系统进行智能化管理。储能电站对单体电池、电池组、电池堆进行分层、分级、统一的管理，根据各层各级的特性对电池的各类参数及运行状态进行计算分析，实现均衡、报警、保护等有效的管理，使各组电池达到均等出力，确保系统达到最佳运行状态和最长运行时间；提供准确有效的电池管理信息、，通过电池均衡管理可极大的提高电池能量利用效率，优化负荷特性。同时可最大程度地延长电池使用寿命，保障储能系统的稳定性、安全性及可靠性。PCS工商业储能逆变器功能相对单一，以双向变流为基础，体积小巧，更容易与电池系统进行集成；可以根据自身需要进行灵活扩容；具备150-750V超宽电压范围，可满足铅酸
6、电池、锂电池、LEP等多种电池的串并联需求；单向充放电，适配多种类型的光伏逆变器。储能电站直流侧电压更宽，150OV可满载运行；除却变流器的基本功能，还需要具备电网支撑的功能，如具备一次调频、源网荷快速调度功能等，电网适应性强，能够实现功率快速响应(30ms)oEMS工商业储能系统EMS大都不需要接受电网调度，功能较为基础，只需做好本地能量管理：需要支持储能系统电池均衡管理，保障操作安全，支持毫秒级快速响应，实现储能子系统设备集成管理和集中调控。储能电站需要接受电网调度的储能电站对EMS系统要求较高，除了基本的能量管理功能，还需要具备为微电网系统提供电网调度接口及能量管理的功能。需要支持多种通
7、信规约，具备标准电力调度接口，能够对能量搬移、微电网、电力调频等应用场合的能量进行管理和监控，支持源、网、荷、储等多能互补系统监控。工商业储能与储能电站系统配置比较2、工商业储能电站的架构采用PCS的交流耦合储能的工商业储能系统工商业储能系统系统配置与储能电站基本一致，但相对容量较小，其系统功能也相对简单。PCS逆变器通常以双向变流为多见，在中小工商业储能系统中也开始用50-100kW的光储一体机，工商业储能系统的EMS也与大型储能电站不同，工商业储能系统通常不用考虑电网调度的需求，主要是为本地提供电力，只需要具备局域网内能量管理和自动切换即可。交流母线大电网局域供电电网重要负荷普通负荷中央控
8、制事能源管理系统(EHS)采用PCS的交流耦合储能的工商业储能系统大电网采用光储一体机的直流耦合工商业储能系统3、工商业储能商业模式工商业储能的盈利模式是峰谷套利，即在用电低谷时利用低电价充电,在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同时避免了拉闸限电的风险。伴随着分时电价的完善，峰谷电价差拉大，工商业储能的经济性明显提升。目前国内工商业储能的运营主要有两种商业模式。一是由工商业用户自行安装储能设备，可以直接减少用电成本，但是用户需要承担初始投资成本及每年的设备维护成本。另外一种是由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业投资建设储能资产并负责运维，工商业用户向能源服务企业支付
9、用电成本。同时，用户侧储能实现多场景扩张，出现充换电站、数据中心、5G基站、港口岸电、换电重卡等众多应用场景。工商业用户工商业储能商业模式4、工商业储能现状工商业储能市场包括光伏工商业和非光伏工商业两类使用场景。对于商业和大工业用户，亦可通过光伏+储能配套的模式实现电力自发自用。由于用电高峰与光伏发电高峰时间较为一致，因此工商业分布式光伏自发自用比例较高，储能系统容量与光伏功率多为1:1进行配置。对于商业楼宇、医院、学校等不适用于安装大规模光伏自发电的场景，则通过安装储能系统达到削峰填谷、降低容量电价的目的。根据BNEF的统计,2020年4小时储能系统平均成本降至332美元/kWh,而1小时储
10、能系统平均成本为364美元/kWh,储能电池成本降低、系统设计优化、系统充放电时长标准化程度提高将继续推动储能系统价格下降，推动工商业光储配套的渗透率提高。5、盈利渠道具体分析1、新能源消纳光伏具有很强的间歇性和波动性，自发自用、余电上网的光伏电站发电量超出负荷所能消耗时，多余的电则以较低价格送入电网。当光伏供给负荷电量不够时，工商业用户又得向电网购买电能，电网和光伏系统同时给负载供电。工商业用户在配置光伏情况下用电成本没有得到最大化的降低。配置储能系统后光伏电量优先存于储能中，余电供应负荷，待光伏电量不足时，由储能向负荷供电，通过储能系统平滑发电量和用电量,提升光伏发电的消纳率，最大程度上实
11、现用电利益最大化。2 .峰谷套利增设储能系统实现价值的最直接方式是对峰谷电价的套利。用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。的电网1力A4电力负荷中等电力负荷傅旭系统从电网充电向电网放电不配g电网电力印储帼系统从电网充电X本电力负荷-O.410.82022电力系统需求峰谷套利示意图11月29日，山东省发改委发布山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知。山东省发展和改革委员司文件鲁发改价格（2022）997号山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知各市发展改革委，国
12、网山东省电力公司：为充分发挥价格杠杆在促进节能减排和资源优化配置等方面的积极作用，切实做好分时电价政策与电力现货市场价格信号的衔接，根据国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格（2021）1093号）等文件规定，决定进一步完善工商业分时电价政策。现将有关事项通知如下：电价浮动比例：高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。峰谷价差的进一步拉大提升了储能的套利空间。深谷时段充电、尖峰时段放电不仅可以起到削峰平谷的作用，还可以帮助配备了储能的业主套取更加丰厚的利润，有效实现了双赢。3 .需量管理我国针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工
13、业用电采用两部制电价，电度电费是指按用户实用电量计算的电价，基本电费指按用户受电变压器（按容收费）或最大需量计算（按需收费）的电价收费。基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。4 .配电增容当工商业用户而原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。5 .需求侧响应电力需求响应，是指当电力批发市场价格升高或系统可靠性受威胁
14、时,电力用户接收到供电方发出的诱导性减少负荷的直接补偿通知或者电力价格上升信号后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升的短期行为。简单来说，就是企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。以广东省印发广东省市场化需求响应实施细则（试行）的通知，广东对用户侧储能给出鼓励价可到3.5元/kWh,电力用户可做到生产、补贴两不误！按照广东省往年历史数据推导得出一年响应需求约60次左右，投资回收期可缩短一年。广东电力交易中心有限责任公司文件广东交易202254号关于印发广东省市场化需求响应实施
15、细则（试行）的通知各市场主体：按照广东省能源局国家能源局南方监管局关于广东省市场化需求响应实施细则的复函（粤能电力函2022217号）的要求，为加快培育我省需求侧响应资源，以市场方式激励电力用户挖掘用能弹性，促进电力供需平衡，保障电力供应，经政府部门批准同意，现印发广东省市场化需求响应实施细则（试行）,请遵照执行。6 .电力现货交易电力现货交易是指发电企业等市场主体以市场化交易的形式提供电力服务的交易机制。随着中国电力市场改革步伐的加快，国家出台新政鼓励储能参与电力现货市场，储能产业新的商业模式被激活。7 .电力辅助服务电力有偿辅助服务是指并网发电侧在基本辅助服务之外能够响应电力调度指令的可调
16、节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）所提供的辅助服务。包括:一次调频、自动发电控制、调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等等有偿辅助服务应予以补偿。工商业储能可以通过在电力市场上提供辅助服务作为新的盈利渠道。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Tl点）放电两小时，于第二个谷时（11点T3
17、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。图：浙江工商业储能两充两放经济性测算结果储能系统初始总成木光伏+储能4,(XX)3,5003,(X)O2,52,0001,5IfOOO506、工商业储能三种投资模式当前，工商业储能的商业模式大致可以分为三种类型。第一类：业主自投模式业主自投模式，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，该企业投资了一座lMW2MWh的用户侧储能项目，工厂白天负荷稳定可完全消纳储
18、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:OO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I-IOkv为例，尖峰电价为L2609元/度、高峰电价：1.0732元/度、低谷电价:0.3167元/度。其他：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/W
19、h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IMW/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,如下表：投资成本=L64元/Wh*2000000Wh=3280000元；回本年限=总成本/（前8年的峰谷套利收益/8）=328
20、0000/（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。第二类：合同能源管理(EMC)合同能源管理模式(EMe)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
21、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8T5%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
22、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。第三类：融资租赁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O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。直接租赁融资租赁模式售后回租签订产品购销合同，交付贷款租赁公司0签订售后回租合同交付产品并安装CO签订租赁合同交
23、付租金:1项目西。确定项目所需产品规格项目业主。支付贷款O按期支付租金租赁公司通常情况下，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065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0.55o7、工商业储能行业发展前景我国光伏发电发展迅速，2022年1-10月国内光伏新增装机量达58.24GW,分布式装机15.68GW,但工商业储能依然处于起步阶段。中关村储能产业技术联盟报告显示，截至今年9月
24、末，国内已投运电力储能项目累计装机规模达50.3吉瓦，同比增加36%。另外，国家能源局发布电力现货市场基本规则（征求意见稿），意见稿指出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易等。当前，我国正在建设新型能源体系，风电、太阳能等新能源的占比不断提高。10月国家能源局科技司副司长刘亚芳在接受采访时介绍，我国新型储能技术已经从示范应用进入商业化运用阶段，并逐步形成产业化体系，应用场景越来越多元化，项目布局遍及电力系统发电、输电、配电、用电的各个环节。预计到2025年末，新型储能在电力系统中的装机规模达到3000万千瓦以上，年均增长50%以上，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。
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