6、不同投资运营模式下各方收益测算：我们以浙江省大工业 1-10（20）kV 用户的 0.5MW/1MWh 工商储项目为例，其他假设不变， 分别测算了业主自投资、纯租赁、合同能源管理、融资租赁+合同能源管理模式中各参与方 的收益情况。
1）业主自投资模式：由业主购买并运维储能，业主 10 年累计收益为 116.97 万元，项目 IRR 为 14.02%。
2）纯租赁模式：假设业主以固定租金 300 元/kWh/年的价格向设备商进行设备租赁，业主 10 年累计收益为 30.60 万元，设备商 10 年累计收益为 86.37 万元，设备商 IRR 为 10.14%。 当租金在 280~320 元/kWh/年的价格区间内波动时，对应设备商 IRR 区间为 8.76%~11.49%。
3）合同能源管理模式：由能源服务方购买并持有储能，业主提供土地。储能带来的收益由 业主和能源服务方按照 15：85 分成时，业主累计收益为 17.54 万元，能源服务方累计收益 为 99.42 万元，能源服务方 IRR 为 12.02%。当业主方分成比例在 10%~20%之间时，能源 服务方的 IRR 在 12.69%~11.34%之间波动。
4）融资租赁+合同能源管理模式：在子模式 1 下，能源服务方为投资主体，引入融资租赁 方，在贷款利率为 5.5%、贷款比例为 70%时，项目 IRR 为 14.60%，资本金 IRR 为 22.60%。 能源服务方和业主按照 85：15 分享储能收益时，业主累计收益为 15.66 万元，能源服务方 累计收益为 88.75 万元，能源服务方 IRR 为 19.02%。
5）结论：（1）业主自投资模式：业主购买并运维储能，承担的风险大，相应的回报也高。
（2） 纯租赁模式：业主以固定租金进行设备租赁，承担的风险小，收益相对较低。
（3）合同能源 管理模式：业主只提供土地和变压器资源等，和能源服务方以一定比例分享收益，承担的 风险最小、收益最低。
（4）融资租赁+合同能源管理模式：引入了融资租赁方，投资方在加 杠杆后获取的收益明显得到提升。
7、电芯成本下降，配储成本大幅降低：储能投资成本较年初大幅下降，带动经济性显著提升。根据 CNESA 统计，2023 年 12 月 储能系统中标平均价格为 0.790 元/Wh，较 2 月最高点（1.529 元/Wh）下降了 48.3%；储 能 EPC 中标平均价格约 1.387 元/Wh，较 2 月最高点（1.922 元/Wh）下降了 27.8%。储 能系统/EPC 价格下降主要有两方面因素：
1）碳酸锂价格下行带动电芯成本大幅下降。碳 酸锂自 2022 年底起持续降价，截止 24 年 1 月 4 日，碳酸锂价格为 10.1 万元/吨，较 2022 年 11 月最高点（57.00 元/Wh）下降 82.3%，280Ah 方形储能电池价格为 0.44 元/Wh，同 比-54.2%。
2）行业竞争激烈，产业链利润压缩。储能行业的超高速增长吸引了多方企业涌 入，产能快速扩张，行业竞争十分激烈，诸多企业不得已选择了价格换份额的市场策略， 谋求在行业大洗牌中站住脚跟，投标报价频现新低。
8、储能投资成本是影响项目经济性的关 键因素成本端下行能够带动需求端显著提升。
1）我们维持前文假设，以浙江省大工业 1-10（20）kV 用户的工商储项目为例，在无杠杆、仅 考虑峰谷套利的两充两放情况下，假设峰谷价差为 0.8 元/kWh，随着储能系统单位投资成 本从 1.8 元/kW 下降至 1.2 元/kW 时，IRR 从 7.30%提升至 16.56%。
2）峰谷价差、储能系统单价、贷款比例以及电芯循环次数是对工商储经济性影响最大的四大 因素。更进一步，我们对仅考虑峰谷套利的两充两放模型中涉及的各个关键变量详细地进 行了敏感性分析。我们假设基本场景下，峰谷价差为 0.8 元/kWh，储能单价为 1.5 元/Wh， 充放电深度为 85%，循环次数为 6600 次（对应年工作天数 330 天），运维费率为 2%，贷 款比例和利率为 70%和 5.5%。
3）我们得出的结论为，按照 IRR 潜在优化空间大小的参数排 序为峰谷价差>储能系统单价>贷款比例>电芯循环次数> 运维费率 >充放电深度>贷款利 率，峰谷价差、储能系统单价、贷款比例以及电芯循环次数对工商储经济性影响较大。
8、补贴亦是重要获利来源，多模式增厚收益，政策补贴是现阶段重要获利来源；多地出台补贴政策，进一步提升工商业储能的经济性。全国各地方政府对工商业储能的直 接资金补贴扶持、税收政策、市场准入政策逐步明朗，自 2022 年起，浙江、江苏、广东、 安徽等 11 省为推动工商储项目建设，发布了 50 余项工商业储能补贴政策，鼓励工商业用 户兴建储能电站。其中，浙江温州、江苏溧阳、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。 补贴形式主要以放电补贴、容量补贴和投资补贴为主。放电补贴方面，浙江温州、江苏溧 阳政策补贴力度较大，按照实际放电量给予储能运营主体 0.8 元/kWh 的补贴，其他地区普 遍在 0.3-0.5 元/kWh。容量补贴方面，补贴标准基本在 100-300 元/kW 之间，普遍以一次 性补贴为主，也有部分地区采取三年退坡补贴以及多年连续补贴等方式。投资补贴方面， 补贴比例在 2%-30%之间，单个项目补贴限额在 30-3000 万元之间，多为一次性补贴。
9、实现动态扩容，需量管理降低基本电费：第三监管周期电价改革鼓励用户配储，优化最大需量降低基本电费。2023 年 5 月 15 日， 国家发改委印发《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》， 输配电价的改革利于引导电价机制合理化，倒逼工商业用户进行需量管理：
1）明确单一 制和两部制电价执行范围：①用电容量在 100 千伏安及以下的，执行单一制电价；②100 千伏安至 315 千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；③315 千伏安及以上的， 执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。
2）建 立负荷率激励约束机制：选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量 达到 260 千瓦时及以上的，当月需量电价按核定标准 90%执行。需量电价的优惠有助于引 导用户根据自身负荷合理报装容量，提升变压器利用率。
3）配储不仅可以减少变压器扩容建设成本，还可以减少后期的固定容量/需量电费，通过储能 实现动态扩容。国内大部分地区的工商业用户均实施两部制电价，即工商业用户电费成本= 基本电费+电度电费=基本电价×用电容量（或需量）+电度电价×用电量。其中，在基本电价部分，用户可以根据实际用电情况选择容量计费或需量计费，按照电力用户的变压器容 量（kV·A）以及最大需量（kW）进行计算，为每个月固定的费用。在电度电价部分，根据用户的实际用电量进行计算。工商业用户配置储能系统后，在用户的用电低谷时储能， 在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，使工商业用户的实际用电功 率曲线更加平滑，降低企业在高峰时的最大需量功率，对用电曲线进行削峰填谷。
|
