尽管政策激励推动了储能市场的快速增长，但发电侧配储的商业模式似乎并未走通。根据中电联《新能源配储能运行情况调研报告》显示，发电侧配储的装机占比达到了48.4%，但等效利用系数仅为6.1%。反观用户侧储能，最低的装机占比实现了最高的等效利用率。随着工商业目录电价取消以及峰谷时段的调整，分布式储能峰谷套利价差空间逐渐增大，越来越多的企业将节能方案瞄向储能。
分布式储能经济性凸显
自去年以来，光伏配储逐渐从市场化项目拓展到保障性项目，且配储比例也在不断升高，从10%到20%，个别较高的省份已经达到40%左右。强制配储似乎带来了储能市场的繁荣，但对新能源投资商而言却“谈储色变”。
有投资商表示，地面光伏配储的主要收益来于调峰服务，但各省调峰补贴并不一致，高的可以达到0.7元/kWh左右，低的仅有0.25元/kWh。华北电力大学相关专家指出，储能电池全生命周期的度电储存成本尽管已下降到0.5~0.6元/kWh，但大部分的调峰补偿价格都比这个数字要低。“我去基层了解储能项目运行的实际情况，由于缺乏经济性，大部分储能项目都宁可趴着晒太阳，也不愿意调用来参与调峰。”
相比于发电侧储能，分布式端用户侧储能的经济性则逐渐显现。近年来，分布式光伏新增占比快速增加之下，电网开始通过峰谷时段的调整来促进新能源消纳并对负荷进行转移以平滑发电曲线。
例如，山东、河南、河北等地都对峰谷时段进行了调整，近日，江苏、四川、重庆、山西、贵州、广西等多地则已经开始执行新的峰谷电价或发布了峰谷电价调整文件。
峰谷电价的调整给了分布式储能更大的套利空间，浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等多省市已可满足工商业储能每天两充两放。根据相关数据显示，今年6月国网区域峰谷价差超0.7元/kWh的区域15个，近5成的区域峰谷价差同比增长。
以浙江为例，浙江每天两充两放，两个谷充峰放都是0.948元，综合度电每天充放收益1.896。两次充电均在谷时，两次放电分别在尖峰段及高峰段，测得投资回收周期约为4.75年。
就国内储能市场而言，分布式储能或许会先一步举起市场化“大旗”。成立于2014年的傲普能源科技是联盛新能源集团旗下的工商业储能产品研发制造版块，历经多年研发积累，现拥有超过300项国家级发明专利与产业链自主知识产权转化能力。作为储能市场的深度参与者，傲普能源科技总经理姜文杰告诉光伏們，目前用户侧储能全国有半数地区已经具备一定的经济性。
“以清远广硕项目为例，规模为6MWh，设定每日两充两放，用户峰时用电量降低约四分之一。项目所在地峰谷价差约为0.8元，峰平价差约为0.43元，总削峰填谷收益及节省电费可达3220余万元，平均每年节省电费161万元，不考虑与业主分成的情况，项目回收期仅五年”，姜文杰补充道，“在叠加度电补贴需求侧响应政策，以及工业节能的分成比例，项目收益还会更加可观。”
从光到储，用能解决方案是核心
峰谷电价调整导致部分省份的分布式光伏项目收益大幅下滑，而储能经济性的凸显使得工厂业主将节能方案瞄向储能，部分分布式投资商更是积极跟进储能赛道，大力开拓分布式储能业务，由此也使得分布式储能市场渐渐火爆开来。
“之前很多以分布式光伏业务为主的开发商现在正在切换到分布式储能业务，尽管业务不同，但实际的开发渠道其实是可以共用的，且最终所要达成的效果也是一致的，就是帮助业主找到最经济的用能解决方案。”姜文杰介绍到，“傲普能源科技是联盛旗下的储能业务公司，之前的分布式光伏基因为傲普打下了坚实的基础，无论是光储一体、还是独立储能，傲普都能通过以往海量的项目经验，从产品、系统到经济性给出更贴合企业用能习惯的最优方案。”
据了解，傲普近年来在用户侧以及发电侧均有大量储能项目落地。例如发电侧的丰镇热电储能调频项目9MW/4.5MWh，是蒙能AGC储能调频项目，自2018年8月项目正式投运以来，系统大幅度提高发电机组AGC调频水平，使其成为蒙西电网最优质的调频电源之一，赢得了业主以及电网的高度评价。
用户侧则先后为濮阳龙丰纸业用户侧储能项目5MW/14.9MWh、清远广硕鞋业3MW/6MWH储能项目、上海万国数据中心节能项目2.5MW/7.5MWH、河南焦作吴华宇航化工用户侧储能项目120MW/240MWH提供了多种储能产品以及相关服务。
在姜文杰看来，光储一体既联合又相互独立，储能系统本身并不依附于新能源设施，二者是联合还是独立，主要取决于具体的需求场景及效益效率。但从项目建设条件而言，储能系统的限制是少于光伏的。“光伏需要看企业资信、考察屋顶条件、占地面积广，储能相对而言则是以经济性为主，其他的边界条件没有光伏严苛。”
尽管储能商业化时间仍较短，投资风险仍未得到充分验证，但在傲普看来，总要有企业站出来用稳定、经济、可靠的产品以及方案去加速储能全面走向商业化，打通新能源实现碳中和的最后“一公里”。
来源：光伏們
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