分布式储能发展商业模式研究_38页_3mb

分布式储能发展商业模式研究总结

核心内容

分布式储能作为构建新型电力系统的重要环节，其发展受到“双碳”目标的推动。国内分布式储能主要以工商业配储为主，技术上以锂离子电池为主，应用集中在工商业配储、分布式光伏配储、绿电直连、台区储能、虚拟电厂和充/换电站配储等场景。相比国外，国内在财税支持和市场参与度方面仍存在差距，需通过政策机制优化来提升其经济性和市场竞争力。

主要观点

• 技术分布：国内分布式储能技术以锂离子电池为主，占比高达92.77%，其他如铅蓄电池和液流电池占比相对较小。
• 应用场景：工商业配储占比最高（68.70%），其次是电网侧（8.30%）和新能源配储（7.09%）。
• 地区差异：经济发达省份如江苏、广东、浙江因峰谷价差大，成为分布式储能发展的主要区域。
• 国外经验：美国、德国和澳大利亚等国通过财税补贴、高电价、虚拟电厂等手段推动分布式储能发展，尤其在户用储能方面表现突出。
• 经济性挑战：国内分布式储能面临电价政策不确定性、开发成本高、安全问题突出、收益来源单一等问题，限制了其规模化发展。

关键信息

分布式储能技术与应用场景

• 技术：锂离子电池占据主导，占比达92.77%。
• 应用场景：
  • 工商业配储（68.70%）
  • 电网侧（8.30%）
  • 新能源配储（7.09%）
  • 充/换电站配储
  • 虚拟电厂
  • 台区储能

国内外商业模式对比

国内分布式储能商业模式分析

工商业配储

• 收益来源：峰谷价差套利、容量电费节省、需求响应、参与电力市场（如虚拟电厂）。
• 经济性：浙江、广东等省份因峰谷价差高，经济性较好；蒙西、甘肃等省份因价差低，经济性较差。
• 问题与挑战：
  • 开发成本高，涉及业主经营情况、用电习惯等。
  • 安全问题突出，缺乏统一标准。
  • 低价竞争导致产品质量参差不齐。
  • 政策持续性不足，影响收益稳定性。

分布式光伏配储

• 商业模式：
  • 源侧：减少弃电，参与电能量市场。
  • 荷侧：在有弃电时段储存，高峰时段释放，进行峰谷套利。
• 经济性：
  • 浙江、广东等省份经济性较好，投资回收期较短。
  • 蒙西、甘肃等省份因价差低，投资回收期较长。
• 问题与挑战：
  • 源侧难以直接参与市场交易，收益单一。
  • 技术预测能力不足，存在批零倒挂风险。
  • 政策不确定性影响经济性。

绿电直连项目

• 商业模式：
  • 并网型：自发自用减少电费、绿电溯源、参与大电网平衡。
  • 离网型：完全离网，节省容/需量电费，需备用电源。
• 经济性：
  • 并网型项目在浙江、广东等地经济性较好。
  • 离网型项目在广东、河南等地投资回收期在10年以内。
• 问题与挑战：
  • 收益受负荷用电量影响大，需绑定其他负荷或单独参与市场。
  • 安全风险评估不足，运维能力有限。
  • 财税支持有限，经济性需进一步提升。

台区储能

• 商业模式：动态增容，通过租赁移动式储能或电网购买服务回收成本。
• 经济性：浙江、广东等地投资回收期较短，但整体经济性较低。
• 问题与挑战：
  • 收益来源单一，电价价差空间小。
  • 成本高于变压器扩容，疏导困难。
  • 运维和安全管理难度大。
  • 政策支持不足，未与集中式储能享有同等待遇。

虚拟电厂

• 商业模式：通过需求响应、电力现货、调频、备用等交易获取收益，探索容量收益和环境价值。
• 经济性：广东、浙江等省份经济性较好，山西、甘肃等省份较差。
• 问题与挑战：
  • 技术门槛高，需精准电价和负荷预测。
  • 参与市场受限，仅部分省份可常态化参与。
  • 标准不健全，影响市场准入。
  • 回收成本困难，需政策支持。

充/换电站配储

• 商业模式：通过峰谷套利和动态扩容获取收益，探索参与电力市场。
• 经济性：部分省份经济性较好，但整体套利空间有限。
• 问题与挑战：
  • 峰谷套利受限，用户多在低谷时段充电。
  • 超快充电动汽车占比较低，利用率不足。
  • 容量价值无法体现，需政策支持。

发展建议

短期（2025-2027年）

• 工商业配储：拉大峰谷价差、完善需求响应机制、健全安全标准、提供财税补贴。
• 分布式光伏配储：探索配储的源侧容量价值、推进分布式光伏参与电力市场。
• 绿电直连项目：合理评估储能与负荷关系、加强安全风险评估、强化财税支持。
• 台区储能：分场景设计盈利模式、建设运维平台、加强规划引导、给予同等政策支持。
• 虚拟电厂：设定合理补偿费用、制定单独考核与分摊原则、完善参与机制、鼓励技术攻关。
• 充/换电站配储：推动参与需求响应、强化财税支持、探索参与电力市场。

中长期（2028-2030年）

• 工商业配储：建立动态电价机制、探索新型容量电费机制。
• 分布式光伏配储：拉大现货价差、探索环境价值。
• 绿电直连项目：探索参与大电网平衡、推动碳市场交易。
• 台区储能：探索聚合参与电力市场、评估环境价值。
• 虚拟电厂：探索容量电价机制、评估储能环境价值。
• 充/换电站配储：探索参与电力市场、提升储能利用率。

结论

分布式储能在中国具有广阔的发展前景，但需解决技术、政策和市场机制等多方面问题。借鉴国外经验，加强财税支持、完善市场机制、推动技术创新，是实现分布式储能规模化发展的关键。通过多元化的商业模式和政策支持，分布式储能有望成为推动“双碳”目标实现的重要手段。