作者： 馬晨晨

　　[ 劉佳璐表示，目前市場上的儲能鋰電池充放電循環壽命普遍在7千到8千次左右，但它對應的日歷壽命卻不能簡單粗暴地換算為20年。這是因為考慮到每天“兩充兩放”才能做到較高的經濟性，若以此折算，日歷壽命一般不超過10年。業界也有人提出，若10年后只針對電池部分進行單獨更換或可以較低成本延長使用壽命，但劉佳璐認為，目前電池技術更新太快，屆時規格等方面很難保證統一，大概率做不到完全匹配。 ]

　　[ 2020年全國17個執行峰谷分時電價的省份中，普通工業和大工業用戶安裝儲能僅北京地區能夠盈虧平衡。 ]

　　[ 全國各省市的電力峰谷價差超過0.7元/kwh的省市由去年7月的6個上升至今年1月的18個。同時，各地分時電價的峰谷比亦有持續拉大。 ]

　　2023年，被多家機構稱為全球儲能產業爆發元年。相較于動輒百兆瓦級的大型儲能訂單不時高調落定，另一種輕量級的儲能市場正在悄然萌發——用戶側儲能。

　　所謂用戶側，強調的是儲能的使用場景。除了用戶側儲能，還有更為人所熟知的電源側和電網側儲能。因使用場景不同，它們在功率配置、性能要求等方面也存在較大差異。

　　中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇告訴第一財經記者，工商業主和家庭用戶是用戶側儲能的兩大核心客群，而他們使用儲能的目的主要是發揮電能質量、緊急備用、分時電價管理、容量費用等功用。對比之下，電源側主要是解決新能源消納、平滑出力和調頻；而電網側主要在于解決調峰調頻輔助服務、緩解線路阻塞、備用電源和黑啟動。

　　2022年中國儲能并網規模達7.76GW/16.43GWh，但從應用領域分布看，用戶側儲能僅占總并網量的10%。因此，在許多人的既往印象中，談及儲能必是上千萬投資的“大項目”，而對于與自身生產生活息息相關的用戶側儲能卻知之甚少。在多位市場人士看來，這種情況將隨著峰谷電價差拉大、政策支持加碼而得到改觀。

　　值得注意的是，處于發展初期的用戶側儲能市場還面臨經濟性和安全性的兩大考驗。如何給予用戶和投資方可觀的收益、如何保障產品的硬件安全和數據安全，是在用戶側儲能走向更普及前不得不直面的問題。

　　電力峰谷價差拉大，各地市場“冷熱”不均

　　低電價時，給儲能系統充上電；高電價時，再給儲能系統放電。如此一充一放，用戶便可利用峰谷電價差進行套利。用戶降低了用電成本，電網也減輕了電力實時平衡壓力，這是各地市場和政策推崇用戶側配備儲能的基本邏輯。

　　科陸電子副總工劉佳璐告訴第一財經，儲能的“風”吹了好幾年，卻一直因峰谷電價差較小存在“叫好不叫座”的窘境。而自去年起，工商業電價市場化的信號越發明確，使得這種情況逐漸得到改善。不過，各地推進用戶側儲能的難度系數仍然存在很大差異。例如，浙江、廣東和江蘇蘇南的用戶側儲能相對容易推進，而其他大部分省份，尤其是西部地區推進起來則較困難。“這種現象歸根結底還是由于不同地區的峰谷電價差異。”

　　劉佳璐所說的用戶，主要是指工商業用戶。這是因為在國內當前的電價政策下，絕大多數家庭用戶都不具備峰谷價差。因此，目前國內市場上普遍看好的是以工商業為主體的用戶側儲能。

　　今年1月，國家發改委發布的《關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》，鼓勵支持10千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。業界普遍認為，這將明顯利好工商業儲能和園區用電，可以配置儲能系統利用峰谷價差降低用電成本。

　　事實上，近半年各地電網的峰谷價差已經明顯出現增大的趨勢。據天風證券研究，全國各省市的電力峰谷價差超過0.7元/kwh的省市由去年7月的6個上升至今年1月的18個。同時，各地分時電價的峰谷比亦有持續拉大，例如河南由去年的0.72元/kwh上升至今年1月的1.021元/kwh。

　　據上述機構測算，每天一充一放下儲能LCOE（平準化度電成本）約為0.63元/kwh。當峰谷電價差大于儲能LCOE，工商業儲能投資才具有經濟性。這意味著，在峰谷價差不斷增大的趨勢下，全國范圍內已有越來越多省份的工商業儲能具備了經濟性。

　　更讓投資者欣喜的是，目前部分省份通過分時電價設置了兩個高峰段，而且兩個高峰段間存在電價差，因此可以讓儲能在谷時或平時充電，并在兩個高峰段放電，如此就能實現每天“兩充兩放”，大幅提高儲能系統的利用率，并將回本周期縮短至6年內。

　　“理想狀態下的用戶側儲能收益模型是很可觀的，但我們在一線調研中了解到的實際情況更為復雜。”劉佳璐告訴記者，首先，這要求工商業用戶的用電曲線與電網的負荷曲線趨于一致。也就是說，在電網的尖峰電價時段正好是企業用電量最大的時候，這時候才是適合做儲能的。反之，若尖峰電價時段企業本身的用電量就不大，那么收益也就不明顯。

　　其次，國內的工商業電價很多采用的是兩部制電價，即結合與容量對應的基本電價和與用電量對應的電量電價共同決定電價。如果一家企業24小時的用電曲線比較平穩，那么在谷時電價時段可能會出現兩種現象，一是企業的變壓器都用在企業自身生產所需的負荷上了，沒有多余的容量給儲能系統進行充電；二是即使有多余的容量，也可能增加企業所繳的需量電費，固定時段內的最大需量電力因為儲能的加入而增加了。

　　此外，劉佳璐還表示，部分企業對儲能系統使用壽命的預期也過于樂觀。目前市場上的儲能鋰電池充放電循環壽命普遍在7000到8000次左右，但它對應的日歷壽命卻不能簡單粗暴地換算為20年。這是因為考慮到每天“兩充兩放”才能做到較高的經濟性，若以此折算，日歷壽命一般不超過10年。業界也有人提出，若10年后只針對電池部分進行單獨更換或可以較低成本延長使用壽命，但劉佳璐認為，目前電池技術更新太快，屆時規格等方面很難保證統一，大概率做不到完全匹配，因此十年以后更換電池可行性不大。

　　“儲能系統的壽命通常只有10年左右，而回本周期就要6到8年，這明顯是一筆不太劃算的生意。因此，我們一般認為要把回本周期壓縮到5年以內才具有較好的經濟性。而這對于用戶的用電負荷、需求意愿等方面都提出了較高的要求。”劉佳璐說。

　　工商業主仍有顧慮，是否經濟安全成難題

　　對于很多對工商業儲能抱有極大熱情的用戶和投資者而言，理解并接受這個過程中的不確定性因素是第一步。

　　劉佳璐告訴記者，電池的衰減、系統效率的損耗，這些都可能成為影響企業收益的負面因素。例如，充1度電實際能放出來的或許只有0.85度電，因為儲能系統內部自身也會耗電，而這些卻是很多企業在向用戶計算收益模型時有意無意忽視的。而利好因素可能在于市場普遍預期未來幾年的峰谷價差還將持續拉大。

　　“從用戶側看，我國的電能替代率將進一步提升，包括電動汽車的接入，這表明用電量還有增長的空間。從電源側看，以風光為代表的新能源具有間歇性、波動性的特征，新能源的大規模接入將給電網帶來較大壓力。因此，通過峰谷價差調節電力供需平衡是大勢所趨。不過，我們也很難預測，這種價差還將擴大到多少。” 劉佳璐說。

　　中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇告訴第一財經記者，2020年全國17個執行峰谷分時電價的省份中，普通工業和大工業用戶安裝儲能僅北京地區能夠盈虧平衡，隨著儲能技術經濟性提升，按各省份2022年最新執行目錄電價計算，預計2025年10個省份能夠實現盈利。

　　此外，國內用戶側儲能目前主要集中在峰谷價差較高且工商業發達的江蘇、廣東、北京、浙江等地區。但在最近兩年的夏季，華東、華南等負荷中心區域，受迎峰度夏及夏季有序用電影響，部分工商業用戶在夏季用電出現電力短缺問題，同時受峰谷電價政策驅動影響以及儲能系統成本下降，工商業用戶部署儲能的需求正在逐步顯現。

　　劉佳璐表示，利用峰谷套利和充當備用電源是工商業主配備儲能的兩個主要目的。而實際上，這兩個動機可能驅動用戶下單，也可能不足以打動用戶。其中，性價比是重要的衡量因素。

　　他給記者算了一筆賬：以1mwh的工商業儲能規模為例，投入成本約為200萬元，假設一年的收益約為40萬，需要五到六年的時間回本。但這項收益屬于投資方和工商業主共同所有，通常要參與分成。若分給工商業主一到兩成收益，即每年4萬到8萬元。對于一家配備儲能規模在1mwh的工商業企業而言，通常每年營收入以億計，對比微薄的收益，可想而知企業通過儲能套利的意愿并不強烈。

　　“我去年上半年大約走訪了100家工商業企業，其中有6~7家大工業用戶雙方能達成一致，這已經是不錯的成績了。成功簽訂協議的企業中，有汽車、電氣、水泥等行業企業，它們更多是出于響應雙碳目標節能的目的。”劉佳璐說，此外從成本角度來說，對比柴油發電機3到4元的度電成本，電化學儲能的成本可以控制在1元以內。

　　除了經濟性因素外，安全性是工商業企業的主要顧慮。

　　“不管是用戶側還是電源側、電網側，安全永遠是儲能的第一需求。沒有安全，一切收益都是泡影。安全性是儲能系統最重要的評價指標，是取得收益的前提，安全不僅是人身財產安全，還包括并網安全、運維安全、收益安全等。”陽光電源解決方案中心總經理李金虎向記者強調稱。

　　目前國內的用戶側儲能項目多采用鋰電池，而熱失控是鋰電最為嚴重的安全事故。它是指由于內部短路或外部短路導致電池短時間產生大量熱量，引發正負極活性物質和電解液反應分解，產生大量的熱和可燃性氣體，導致電池起火或者發生爆炸。而國內外因鋰電熱失控導致的儲能事故災難時有發生，加劇了用戶對工商業側配置儲能的不信任感。

　　與此同時，用電數據是否安全也是企業需要衡量的一個因素。由于企業在為客戶定制儲能系統時，都要先調查企業的用電曲線和用電量情況，如果這個信息被競爭對手獲取，由此推算出企業的實際產量，則可能造成商業損失。

　　“由于我們在行業內長期積累的經驗和口碑較好，多年保持了零事故率，所以用戶的信任度比較高。但是，對于新進入這個行業的企業而言，如何在安全方面建立信任可能是一個需要重點突破的命題。這也是為什么盡管鋰電的制造技術已經比較普及了，但我們認為這個行業的壁壘仍然存在，且不那么容易攻克。”劉佳璐說。

　　大浪淘沙，企業的核心競爭力何在

　　多位業界人士認為，對比政策導向相當強烈的電源側、電網側儲能而言，用戶側儲能是否爆發，主要取決于多個市場化因素。

　　“儲能是新能源發展的必經之路，是構建新型電力系統的必要環節。但是，與地面電站大基建不同，用戶側儲能對經濟性十分敏感，這也是過去國內用戶側儲能發展的瓶頸之一。如今，峰谷價差拉大，儲能盈利模式日漸清晰，很多省份投資回報周期不斷縮短，再加上電力現貨市場交易的試運行、碳排放雙控的推進，使得工商業和戶用建設儲能的積極性顯著提升。”李金虎對第一財經記者表示。

　　對于許多深耕儲能行業的龍頭公司而言，市場的曙光已經乍現。以陽光電源為例，2021年陽光電源儲能系統集成全球出貨3GWh，出貨量蟬聯中國企業第一，2022年全年高增趨勢持續。截至目前，陽光電源的儲能產品已經走進全球150多個國家和地區。

　　樂駕能源CEO潘多昭告訴第一財經記者，在許多人的固有概念中，儲能是個to B的賽道，但實際上用戶側儲能卻是個類to C的領域。工商業主判斷是否要采用儲能屬于純市場化行為，需要結合儲能系統帶來的收益多少，以及收益的穩定性和持續性。

　　“做用戶側儲能的企業所需要具備的能力，與傳統的儲能電芯廠和電池包（組裝）廠存在很大的差別。他們或許可以服務于幾大建設集團，但是無法直接服務于工商業用戶。因為工商業用戶的分布太散，又有個性化的需求差異，這對企業的軟硬件一體化、智能運維服務能力都提出了很高的要求。” 潘多昭說。

　　潘多昭表示，過去市場上有三成左右的用戶側儲能存在投運不達預期的問題。其中存在三個主要原因，一是用戶側用電特性分析不足或變化，導致裝機特征設置功能與實際用電不符；二是設備或者是設備投運后運維質量和技術水平不高；三是有的新能源+儲能，作為輔助性系統的儲能系統缺乏聯動控制和收益優化策略功能，導致無法達到收益率預期。

　　經濟性方面，潘多昭表示，目前其通過自營硬件的成本控制，可以將回收周期縮短到1年，而通過延長壽命的預警算法和控制，日歷壽命也做到15年左右。如此一來，產品的收益率就有了保障。而在安全方面，他的策略是通過此前在電動汽車領域的數據積累，開發出高精度的安全算法模型。而對于用戶擔心泄露數據的問題，他的思路依舊是智慧化：在儲能系統正式投運后，企業可以根據智能化的軟件針對自身的生產情況作出私有化部署，降低數據外泄風險。

　　潘多昭表示，以目前浙江的工商業儲能為例，市場之所以培育得這么好，一方面是當地的峰谷電價差足夠有吸引力；另一方面，也離不開區縣政府的鼓勵以及補貼政策。由于多數工商業主對于用戶側儲能都是一知半解，因此政策的提倡和鼓勵將給他們帶來更穩定的信心。在這個過程中，相關部門的監管以及行業規范也要盡早建立起來，把一些能力不足、質量差、安全風險高的公司將被排除在外。否則，對于處在萌芽中的用戶側儲能而言，還將面臨更大的信任危機。

　　李金虎也強調，2015年至今，儲能行業每年的復合增長率都很高，行業的蓬勃發展吸引了很多企業跨界加入。但儲能屬于高技術壁壘型行業，需要長時間、跨領域的知識和技術沉淀，需要深度融合電力電子、電化學、電網支撐技術。儲能系統集成不是簡單的做加法，非專業的集成、粗暴地拼湊，會帶來嚴重的安全問題，產品質量性能更無法保證。

　　“尤其是近幾年，國內工商業儲能市場爆發，吸引大量企業聞風涌入，市場魚龍混雜、技術參差不齊，帶來巨大的安全隱患。不過隨著工商業儲能盈利空間的打開，市場逐漸回歸理性，儲能安全和長線收益的價值將進一步凸顯，行業狂歡退潮后，‘裸游’的入局者終將被市場淘汰。” 上述負責人稱。

　　在政策和資本雙重加持下的用戶側儲能市場將會去向何方，誰能“笑到最后”？

　　劉勇認為，目前的用戶側儲能市場更需要對系統集成能力強的企業參與，技術上要融合貫通光儲技術的結合，對電化學、電力電子、智能化與數字化、電網調度等技術有足夠的知識積淀和高質量高效的生產制造能力。此外，還需要企業有豐富的項目經驗和完善便利的系統安裝服務支持能力，確保用戶側儲能項目全生命周期安全穩定運行。

　　同時，劉勇建議，積極鼓勵用戶在電網供電壓力較大、峰谷差較大的地區建設用戶側儲能系統，有條件的地區可出臺專項補貼政策。研究制定動態調整峰谷分時電價機制，充分發揮電化學儲能電站的快速建設和靈活配置的優勢，為解決夏季用電高峰時期的“迎峰度夏有序用電”問題發揮重要作用。同時，他還建議研究提出支持儲能發展的財政、金融、稅收減免等政策，加大綠色債券、綠色信貸對儲能項目的支持力度，將新型儲能項目納入基礎設施不動產投資信托基金（REITs）試點支持范圍。

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責任編輯：李桐