電化學(xué)儲(chǔ)能是指利用化學(xué)元素（通常為電池）做儲(chǔ)能介質(zhì)，將化學(xué)能轉(zhuǎn)化成電能的儲(chǔ)能技術(shù)。電化學(xué)儲(chǔ)能屬于新型儲(chǔ)能（新型儲(chǔ)能指的是除抽水蓄能以外的新型儲(chǔ)能技術(shù)）。根據(jù)統(tǒng)計(jì)，我國(guó)95%以上為新型儲(chǔ)能為電化學(xué)儲(chǔ)能，可以說(shuō)電化學(xué)儲(chǔ)能是我國(guó)新型儲(chǔ)能的“代名詞”。相較于抽水蓄能等傳統(tǒng)儲(chǔ)能技術(shù)，電化學(xué)儲(chǔ)能具有選址便捷、建設(shè)期短、調(diào)節(jié)靈活等優(yōu)勢(shì)，能夠?yàn)殡娏ο到y(tǒng)帶來(lái)更佳的平衡性、支撐性及調(diào)控性。

　　一、行業(yè)最新發(fā)展情況及趨勢(shì)

　　（一）電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)�？焖僭鲩L(zhǎng)

　　在2020年之前，我國(guó)新型儲(chǔ)能即電化學(xué)儲(chǔ)能規(guī)模較小，每年新增規(guī)模有限，累計(jì)裝機(jī)一直未能超過(guò)2GW。而自2020年起，隨著電池技術(shù)進(jìn)步以及政策與需求推動(dòng)下，其裝機(jī)量開(kāi)始迅速增長(zhǎng)，累計(jì)裝機(jī)量由2019年底1.71GW上升至2022年底13.1GW，其中2022年全年新增裝機(jī)7.37GW已超過(guò)往十年總和，因此2022年也被外界認(rèn)為是新型儲(chǔ)能元年。2023年仍在延續(xù)該爆發(fā)式增長(zhǎng)趨勢(shì)，據(jù)國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)，2023年上半年新型儲(chǔ)能1-6月新投運(yùn)的整體規(guī)模約8.63GW/17.7GWh,已超過(guò)2022年全年新增規(guī)模。儲(chǔ)能權(quán)威機(jī)構(gòu)CNESA預(yù)測(cè)，2023年新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)將達(dá)到15至20GW，即較去年增長(zhǎng)2-3倍。

　　同時(shí)新型儲(chǔ)能在儲(chǔ)能裝機(jī)占比方面也在不斷提高，雖然我國(guó)儲(chǔ)能仍以抽水蓄能為主，但據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，我國(guó)新型儲(chǔ)能裝機(jī)占比已由2018年底4.2%上升至2023年6月底30%，以鋰電池儲(chǔ)能為代表的電化學(xué)儲(chǔ)能在新型儲(chǔ)能中占有絕對(duì)的份額。自2022年起在新增規(guī)模上，我國(guó)新型儲(chǔ)能已超過(guò)抽水蓄能�？梢�(jiàn)我國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能已從培育期進(jìn)入快速發(fā)展期，未來(lái)市場(chǎng)前景廣闊。

　�。ǘ├谜哳l出助力電化學(xué)儲(chǔ)能駛?cè)肟燔嚨?/P>

　　產(chǎn)業(yè)政策是我國(guó)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要驅(qū)動(dòng)力。自儲(chǔ)能行業(yè)被我國(guó)“十三五”正式列為戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)后，該行業(yè)得到國(guó)家全周期的頂層設(shè)計(jì)支持，政策環(huán)境持續(xù)向好。

　　2021年國(guó)家發(fā)改委及能源局發(fā)布了《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)》，首次明確了電化學(xué)儲(chǔ)能在內(nèi)的新型儲(chǔ)能市場(chǎng)主體地位及其產(chǎn)業(yè)推動(dòng)作用，并明確提出2025年裝機(jī)規(guī)模達(dá)到30GW發(fā)展目標(biāo)�！笆奈濉遍_(kāi)年以來(lái)，在“雙碳”目標(biāo)引領(lǐng)下，我國(guó)陸續(xù)出臺(tái)了一系列產(chǎn)業(yè)扶持政策，這些政策確立了儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)的階段性目標(biāo)，推動(dòng)新型儲(chǔ)能規(guī)�；a(chǎn)業(yè)化和市場(chǎng)化發(fā)展。其中，新能源發(fā)電配儲(chǔ)政策成為我國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)快速增長(zhǎng)的主要推動(dòng)力之一。2021年，國(guó)家發(fā)改委及國(guó)家能源局發(fā)布了《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購(gòu)買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》：鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)參與調(diào)峰（儲(chǔ)能）資源建設(shè)，確定超過(guò)20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建發(fā)電項(xiàng)目的優(yōu)先并網(wǎng)原則；自2021年起各省也紛紛公布配儲(chǔ)政策，配儲(chǔ)比例普遍為裝機(jī)容量的5%-25%，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)普遍在2-4小時(shí)；同時(shí)，大部分省份也紛紛公布了自身十四五新型儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)模，其中光伏風(fēng)電資源豐富的青海、甘肅、山西等省份計(jì)劃裝機(jī)規(guī)模較大，具體情況如下表：

　　此外，政策也在推動(dòng)儲(chǔ)能商業(yè)模式探索。國(guó)家層面多項(xiàng)政策提高獨(dú)立儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性及鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場(chǎng)等；地方層面，各省依據(jù)自身情況探索推進(jìn)輔助服務(wù)市場(chǎng)、電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)、容量租賃與容量補(bǔ)償模式，逐步推進(jìn)儲(chǔ)能商業(yè)模式。

　　（三）我國(guó)能源結(jié)構(gòu)調(diào)整帶動(dòng)儲(chǔ)能需求

　　隨著可再生能源裝機(jī)規(guī)模逐步擴(kuò)大，我國(guó)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型加速，從以火電為主向清潔、高效的多元化能源體系轉(zhuǎn)變，且成果顯著：近十年來(lái)我國(guó)風(fēng)電及光伏裝機(jī)合計(jì)占比由2011年不足5%上升至2022年近30%。

　　但隨著風(fēng)電、光伏裝機(jī)量的增長(zhǎng)，其自身發(fā)電波動(dòng)性和間歇性等問(wèn)題日益顯著，對(duì)電力系統(tǒng)的實(shí)時(shí)平衡帶來(lái)較大影響，并引發(fā)了棄風(fēng)、棄光等現(xiàn)象，因此儲(chǔ)能作為重要的調(diào)節(jié)資源用于保障電力供應(yīng)穩(wěn)定和電力系統(tǒng)安全，成為電力系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)剛需與基本配置。但傳統(tǒng)抽水蓄能對(duì)依地理?xiàng)l件依賴性及局限性較大，新型儲(chǔ)能由于其自身優(yōu)勢(shì)不僅能夠平抑新能源并網(wǎng)的波動(dòng)性，提升接納新能源能力，還能對(duì)新能源發(fā)電較差的調(diào)頻能力予以彌補(bǔ)，因此電化學(xué)儲(chǔ)能成為新能源配儲(chǔ)的主要力量。

　　根據(jù)“雙碳”整體戰(zhàn)略規(guī)劃，風(fēng)電、光伏等清潔能源成為電力供應(yīng)核心的能源結(jié)構(gòu)已成明確趨勢(shì)，因此新型儲(chǔ)能發(fā)展前景廣闊：按照國(guó)家十四五可再生能源發(fā)展規(guī)劃，至2030年我國(guó)風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量應(yīng)達(dá)到12億千瓦以上，如按10%配儲(chǔ)比例計(jì)算，風(fēng)光新型配儲(chǔ)約為120GW，可見(jiàn)其市場(chǎng)規(guī)模巨大。

　　二、電化學(xué)儲(chǔ)能融資租賃業(yè)務(wù)開(kāi)展建議及分析

　　電化學(xué)儲(chǔ)能巨大的市場(chǎng)容量為融資租賃業(yè)帶來(lái)了歷史性機(jī)遇，同時(shí)儲(chǔ)能做為國(guó)家支持的綠色產(chǎn)業(yè)，開(kāi)展儲(chǔ)能業(yè)務(wù)也能提升融資租賃公司ESG投資規(guī)模，既符合監(jiān)管要求，也是融資租賃公司踐行其自身社會(huì)責(zé)任體現(xiàn)。

　　另一方面，融資租賃也是適合新型儲(chǔ)能現(xiàn)階段發(fā)展的金融產(chǎn)品。首先，電化學(xué)儲(chǔ)能正進(jìn)入加速成長(zhǎng)階段，該產(chǎn)業(yè)固定資產(chǎn)尤其是設(shè)備資產(chǎn)投資占比較高，設(shè)備采購(gòu)需求較為旺盛、且電池及電池倉(cāng)等主流設(shè)備具有良好的流轉(zhuǎn)性及處置價(jià)值；其次，新型儲(chǔ)能涉及產(chǎn)業(yè)鏈較寬（包括電池、PCS、系統(tǒng)集成等多個(gè)領(lǐng)域），且大多為重資產(chǎn)型行業(yè)，尤其是其終端獨(dú)立、工商業(yè)儲(chǔ)能等項(xiàng)目與已廣泛開(kāi)展新能源電站融資租賃業(yè)務(wù)模式相似，因此有成熟的融資租賃產(chǎn)品及運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)借鑒；此外作為新興藍(lán)海產(chǎn)業(yè)需要長(zhǎng)期資金支持，而融資租賃期限長(zhǎng)、相對(duì)銀行在效率及增信方式具有一定優(yōu)勢(shì)，相對(duì)股權(quán)融資不用讓渡股權(quán)及控制權(quán)，還款方式靈活，在一定程度上減輕了企業(yè)資金壓力。

　　在此背景下，對(duì)于電化學(xué)儲(chǔ)能業(yè)務(wù)開(kāi)展建議關(guān)注獨(dú)立儲(chǔ)能與工商業(yè)儲(chǔ)能兩大市場(chǎng)，具體分析如下：

　　（一）獨(dú)立儲(chǔ)能有望成為融資租賃儲(chǔ)能業(yè)務(wù)主戰(zhàn)場(chǎng)

　　獨(dú)立儲(chǔ)能屬于表前儲(chǔ)能（安裝于用戶側(cè)電表外的儲(chǔ)能系統(tǒng)，主要為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)的儲(chǔ)能系統(tǒng)，又稱“大儲(chǔ)”），表前儲(chǔ)能根據(jù)并網(wǎng)主體不同，分為新能源配儲(chǔ)（依托于新能源場(chǎng)站存在，并網(wǎng)主體為新能源發(fā)電項(xiàng)目，自身無(wú)收益）與獨(dú)立儲(chǔ)能（以獨(dú)立身份直接與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的項(xiàng)目，具有一定收益模式）。

　　1.獨(dú)立儲(chǔ)能已形成一定規(guī)模

　　以往新能源配儲(chǔ)只是作為新能源電站成本項(xiàng)，只有投資沒(méi)有直接收益，因此儲(chǔ)能設(shè)施投建積極性不高。而獨(dú)立儲(chǔ)能將零散的新能源側(cè)配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)為建設(shè)集中的大規(guī)模獨(dú)立儲(chǔ)能電站的形式，從而減輕了新能源企業(yè)的配儲(chǔ)負(fù)擔(dān)，又便于電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度。2022年6月，國(guó)家發(fā)改委及國(guó)家能源局聯(lián)合發(fā)文《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》，提出鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能做為獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)，鼓勵(lì)新能源企業(yè)“先租后建”，滿足新能源配儲(chǔ)要求，并規(guī)定獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，進(jìn)一步提升了獨(dú)立儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性。而自2022年以來(lái)，各省相繼出臺(tái)支持獨(dú)立儲(chǔ)能業(yè)務(wù)發(fā)展的政策。

　　自從2020年首個(gè)商業(yè)化運(yùn)行的上海電氣格爾木閔行儲(chǔ)能電站（32MW/64MWh）投運(yùn)以來(lái)，我國(guó)獨(dú)立儲(chǔ)能如雨后春筍般遍地興起，據(jù)長(zhǎng)城證券統(tǒng)計(jì)，2022年獨(dú)立儲(chǔ)能并網(wǎng)投運(yùn)+啟動(dòng)項(xiàng)目總規(guī)模達(dá)16.5GW/35GWh，獨(dú)立儲(chǔ)能當(dāng)年中標(biāo)儲(chǔ)能項(xiàng)目規(guī)模比例高達(dá)55%。

　　2.盈利模式較為清晰

　　隨著獨(dú)立儲(chǔ)能規(guī)模擴(kuò)大，其盈利模式也日漸清晰，從目前來(lái)看，獨(dú)立儲(chǔ)能收入主要來(lái)自于四個(gè)方面，即容量租賃、調(diào)頻調(diào)峰輔助服務(wù)收益、現(xiàn)貨交易、容量補(bǔ)償。

　　容量租賃是指獨(dú)儲(chǔ)項(xiàng)目為其附近的風(fēng)電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務(wù)，獨(dú)立儲(chǔ)能電站獲得租金，而新能源發(fā)電端可通過(guò)租賃獲得配置儲(chǔ)能容量，避免自建儲(chǔ)能增加資產(chǎn)投入，并滿足各省政策對(duì)于配儲(chǔ)比例要求。目前很多省份鼓勵(lì)新能源發(fā)電企業(yè)與獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目簽署10年以上長(zhǎng)期租期協(xié)議，如河南省規(guī)定租賃獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目簽訂10年以上長(zhǎng)期租賃協(xié)議的，同等條件下優(yōu)先納入電網(wǎng)。

　　目前容量租賃多為市場(chǎng)化行為，租賃費(fèi)用沒(méi)有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，各省政策并沒(méi)有強(qiáng)制定價(jià)（個(gè)別省份會(huì)公布參考定價(jià)），各獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目根據(jù)輔助收益、地方政策、上游客戶不同，租賃費(fèi)用價(jià)差較大，從200-400元/kw/年不等。

　　電網(wǎng)輔助服務(wù)是指獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)輔助服務(wù)而獲得收益，主要是指為保障電網(wǎng)穩(wěn)定性提供的調(diào)頻調(diào)峰服務(wù)，是各電力市場(chǎng)參與主體獲得額外收益的主要渠道之一。2021年國(guó)家能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》已明確儲(chǔ)能可作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與輔助服務(wù)交易。

　　目前調(diào)頻僅在山西等個(gè)別省份應(yīng)用，而調(diào)峰開(kāi)展輔助服務(wù)省份較多，根據(jù)各省出臺(tái)政策不同，調(diào)峰價(jià)格也有所不同，如青海省儲(chǔ)能調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.5元/kWh，寧夏省2022、2023年度儲(chǔ)能試點(diǎn)項(xiàng)目的調(diào)峰服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格為0.8元/kWh。

　　電力現(xiàn)貨交易利用電網(wǎng)峰谷時(shí)間段上網(wǎng)電價(jià)的不同進(jìn)行套利，雖然同樣是在負(fù)荷低谷時(shí)充電，在負(fù)荷高峰時(shí)放電，利用削峰填谷賺取價(jià)差，但與輔助服務(wù)為電網(wǎng)被動(dòng)調(diào)用不同，電力現(xiàn)貨交易則是主動(dòng)進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，因此該業(yè)務(wù)是在我國(guó)“8+6”兩批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省份中開(kāi)展，目前山東、山西、甘肅制定了儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的細(xì)則。

　　容量補(bǔ)償是指通過(guò)對(duì)單位容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和各發(fā)電機(jī)組可補(bǔ)償容量的核算，實(shí)現(xiàn)對(duì)發(fā)電容量成本的合理補(bǔ)償，實(shí)際上是按容量給予獨(dú)立儲(chǔ)能電站的補(bǔ)貼。其中容量補(bǔ)償僅在山東、浙江、甘肅等省份施行，目前推廣度不高。

　　根據(jù)各省政策不同，目前國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能電站較為典型的收益模式包括：容量租賃+調(diào)峰 輔助服務(wù)（絕大部分省份）；容量租賃+現(xiàn)貨市場(chǎng)+容量補(bǔ)償（山東）；容量租賃+現(xiàn)貨市場(chǎng)+一次調(diào)頻（山西）。

　　獨(dú)立儲(chǔ)能收益率測(cè)算

　容量租賃及調(diào)峰輔助收入為現(xiàn)階段獨(dú)立儲(chǔ)能目前主流也是最為穩(wěn)定的收益模式。根據(jù)測(cè)算，按6,000次循環(huán)次數(shù)，每天調(diào)用2次，即約8年生命周期，按1700元/kwh 投資成本，在容量租賃300元/kw/年、調(diào)峰輔助補(bǔ)償價(jià)格0.5元/kwh情況下，項(xiàng)目稅前IRR達(dá)13%，已具備一定的經(jīng)濟(jì)性。

　　3.融資租賃業(yè)務(wù)開(kāi)展方式

　　由于其自身行業(yè)特點(diǎn)，獨(dú)立儲(chǔ)能融資租賃業(yè)務(wù)開(kāi)展模式與光伏、風(fēng)電電站等相似，即可針對(duì)其儲(chǔ)能設(shè)備直租或回租方式，在增信措施上可采取股權(quán)質(zhì)押、容量租賃收費(fèi)權(quán)質(zhì)押、收費(fèi)賬戶監(jiān)管等方式。

同時(shí)，在租賃物方面，電化學(xué)儲(chǔ)能電站主要以集裝箱艙體形式存在(包括電池艙、PCS艙等)，根據(jù)規(guī)模不同，一般選擇20英寸或40英寸標(biāo)準(zhǔn)集裝箱，隨著電池能量密度的提高，電池倉(cāng)容量也在提升，目前一個(gè)40英寸標(biāo)準(zhǔn)箱容量約為3-4MWH（即一個(gè)50/100MWH獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目，電池倉(cāng)即為25個(gè)40英寸標(biāo)準(zhǔn)箱)。與光伏風(fēng)電光伏組件、風(fēng)機(jī)、塔筒等主要設(shè)備不易拆卸不同，獨(dú)立儲(chǔ)能艙體易于移動(dòng),因此其租賃物處置能力高于光伏、風(fēng)電電站項(xiàng)目。

　�。ǘ┕ど虡I(yè)儲(chǔ)能市場(chǎng)潛力巨大

　　我國(guó)表后儲(chǔ)能（即居民、工商業(yè)等用電方儲(chǔ)能，又稱小儲(chǔ)）市場(chǎng)以工商業(yè)儲(chǔ)能為主，包括應(yīng)用在智慧城市、工業(yè)園區(qū)、社區(qū)商圈、商業(yè)寫(xiě)字樓等大型工商業(yè)高耗能單位。

　　以往工商業(yè)儲(chǔ)能主要用途為充當(dāng)后備電源應(yīng)急使用，自身經(jīng)濟(jì)性較弱，因此整體規(guī)模不高。但隨著我國(guó)電力改革逐步推進(jìn)，2021年起工商業(yè)電價(jià)改革后，工商業(yè)電價(jià)波動(dòng)頻繁，尖峰電價(jià)較之前提高較大，峰谷價(jià)差也開(kāi)始逐漸拉大，在此背景下，工商業(yè)用戶裝配儲(chǔ)能的意愿發(fā)生轉(zhuǎn)變（工商業(yè)用戶若不裝配儲(chǔ)能，電費(fèi)支出將成倍提高），以及隨著虛擬電廠完善，要求工商業(yè)用戶具有電力吞吐的能力，因此工商業(yè)配儲(chǔ)將成為工商業(yè)主的基本需求。

　　1.工商業(yè)儲(chǔ)能盈利模式

　　峰谷價(jià)差套利

　　現(xiàn)階段我國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能盈利模式主要為峰谷價(jià)差套利，即在用電低谷時(shí)利用低電價(jià)充電，在用電高峰時(shí)放電供給工商業(yè)用戶，降低企業(yè)用電成本。峰谷價(jià)差越大，工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性愈加明顯。

　　隨著國(guó)家《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》等文件的出臺(tái)，我國(guó)電價(jià)峰谷價(jià)差逐漸加大。據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，2021年之前，我國(guó)電價(jià)峰谷價(jià)差超過(guò)0.7元/kwh省份不足10個(gè)，而2023年上半年我國(guó)已有19個(gè)地區(qū)峰谷價(jià)差平均值超過(guò)0.7元/kwh。

　　目前峰谷價(jià)差拉大已經(jīng)成為趨勢(shì)，已有24個(gè)省份實(shí)施尖峰電價(jià)，且絕大多數(shù)省份日內(nèi)出現(xiàn)兩次高峰/尖峰。2023年7月執(zhí)行的分時(shí)電價(jià)，24個(gè)區(qū)域峰谷價(jià)差超過(guò)0.7元/kWh，其中，峰谷價(jià)差超過(guò)1元/kWh 的區(qū)域有8個(gè)。同時(shí)對(duì)于變壓器容量在315kVA及以上的大工業(yè)用電，我國(guó)采用兩部制電價(jià)，即需要繳納容量電價(jià)與電量電價(jià)，而工商業(yè)配儲(chǔ)后可抵消高峰負(fù)荷沖擊、減少變壓器出力，從而降低容量需求電費(fèi)。

　　虛擬電廠

　　虛擬電廠是指通過(guò)分布式能源管理系統(tǒng)，將電網(wǎng)中的分布式電源、儲(chǔ)能等裝置聚合成一個(gè)虛擬的可控集合體，開(kāi)展優(yōu)化運(yùn)行控制和市場(chǎng)交易，是智能電網(wǎng)的重要方向，以及隨著分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易（隔墻售電）逐步推廣，虛擬電廠將迎來(lái)發(fā)展機(jī)會(huì)。

工商業(yè)儲(chǔ)能是虛擬電廠的關(guān)鍵一環(huán)，工商業(yè)儲(chǔ)能由于容量較小，難以滿足買方的一次性調(diào)用需求量，其可通過(guò)虛擬電廠聚合方式參與電力現(xiàn)貨交易。

　　儲(chǔ)能工商業(yè)收益率測(cè)算

　　假設(shè)電池循環(huán)次數(shù)為6,000次，每日充放電2次，系統(tǒng)能源效率90%情況下，峰谷價(jià)差及建設(shè)成本為變量，由此可見(jiàn)，在1.5元/wh投資成本下， 0.70元/kwh的充放電價(jià)差即可帶來(lái)10.98%以上的IRR，隨儲(chǔ)能成本持續(xù)下降，儲(chǔ)能技術(shù)水平提升，峰谷價(jià)差進(jìn)一步拉大，多因素將驅(qū)動(dòng)工商業(yè)儲(chǔ)能IRR進(jìn)一步提升。

　　2.未來(lái)市場(chǎng)需求較大

　　我國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能尚處于起步階段，根據(jù)CNSEA統(tǒng)計(jì)，截至2022年底，根據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)2022年我國(guó)工商業(yè)儲(chǔ)能占儲(chǔ)能市場(chǎng)規(guī)模為4.69%，遠(yuǎn)低于2022年全球水平34%。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，2022年我國(guó)全年工商業(yè)用電量7.3萬(wàn)億千瓦時(shí)，折算單日單小時(shí)用電量833GWh，假設(shè)按10%用電量配置2h儲(chǔ)能，不考慮未來(lái)新增，市場(chǎng)空間達(dá) 228GWh。

　　其中分布式光伏配儲(chǔ)成為剛需。隨著分時(shí)電價(jià)的推廣，對(duì)于多數(shù)實(shí)行兩峰兩谷的省份，光伏發(fā)電與負(fù)載消耗存在時(shí)間上的錯(cuò)配，以浙江省為例，日照最強(qiáng)的11-12點(diǎn)為其電價(jià)谷時(shí)（電價(jià)不到0.3元/度），而日落之后的19-21點(diǎn)為其峰時(shí)（電價(jià)高于1元/度），如果分布式光伏未加裝儲(chǔ)能系統(tǒng)，在光伏發(fā)電量超出負(fù)荷消耗能力時(shí)，多余電量以較低價(jià)格送入電網(wǎng)，導(dǎo)致其收益率受到較大影響；而分布式配儲(chǔ)后，可在正午低谷時(shí)段向電網(wǎng)低價(jià)購(gòu)電，將光伏電量?jī)?yōu)先向儲(chǔ)能系統(tǒng)充電，峰時(shí)再由儲(chǔ)能向負(fù)荷供電，對(duì)光伏發(fā)電實(shí)現(xiàn)削峰填谷，從而有效提升光伏自發(fā)自用率，降低用電成本。

　　近年來(lái)，我國(guó)分布式光伏發(fā)展迅速，由2016年光伏裝機(jī)占比12%逐步提升至2022年40%，截至2022年底，我國(guó)分布式光伏累計(jì)裝機(jī)為15,762萬(wàn)千瓦，且分布式55%分布在峰谷價(jià)差較大的浙江、江蘇等華東區(qū)域。根據(jù)部分已公布分布式光伏配儲(chǔ)比例地方政策，配儲(chǔ)比例在15%-30%左右，即按照存量50%滲透率分布式光伏20%配儲(chǔ)比、容量時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)，未來(lái)將有近32GWh儲(chǔ)能規(guī)模。

　　3.融資租賃開(kāi)展模式

　　目前工商業(yè)儲(chǔ)能主要為以下兩種模式：

　　業(yè)主自建模式：工商業(yè)主自行安裝儲(chǔ)能，自行承擔(dān)初始投資成本及每年的設(shè)備維護(hù)費(fèi)用等。

　　合同能源管理模式：能源服務(wù)企業(yè)（或EPC商）獨(dú)立投資儲(chǔ)能設(shè)備，負(fù)責(zé)安裝、后期運(yùn)維，以能源服務(wù)的形式提供給工商業(yè)主，與其按約定比例分享儲(chǔ)能帶來(lái)的收益，從而減輕了業(yè)主投資壓力，該模式下本質(zhì)上工商業(yè)儲(chǔ)能的EPCO 模式，即從電力設(shè)計(jì)、設(shè)備采購(gòu)、建設(shè)到運(yùn)維的一站式服務(wù)。

　針對(duì)業(yè)主自建模式，融資租賃公司可參照目前已經(jīng)成熟的的戶用光伏融資租賃產(chǎn)品，直接與業(yè)主開(kāi)展經(jīng)營(yíng)租賃或直接租賃等普惠或中小客群業(yè)務(wù)。

　　針對(duì)合同能源管理模式，融資租賃公司可選擇與有實(shí)力的合同能源服務(wù)方（或EPC商）合作，以合同能源服務(wù)方為承租人，開(kāi)展融資租賃業(yè)務(wù)。

　　三、電化學(xué)儲(chǔ)能業(yè)務(wù)關(guān)注主要風(fēng)險(xiǎn)

　　（一）設(shè)備安全風(fēng)險(xiǎn)

　　隨著電化學(xué)儲(chǔ)能電站規(guī)�；瘧�(yīng)用的展開(kāi)，儲(chǔ)能電站的安全運(yùn)行壓力也在增加。鋰電池對(duì)工作環(huán)境要求較高，當(dāng)溫度過(guò)高時(shí)，會(huì)導(dǎo)致產(chǎn)生副反應(yīng)，從而引發(fā)火災(zāi)，因此電池質(zhì)量及溫控系統(tǒng)較為關(guān)鍵。同時(shí)，隨著儲(chǔ)能行業(yè)的快速興起，儲(chǔ)能系統(tǒng)集成領(lǐng)域吸引很多玩家進(jìn)入，但儲(chǔ)能系統(tǒng)集成并非是簡(jiǎn)單的將PCS、電池、集裝箱等部件拿過(guò)來(lái)“拼湊在一起”，需要一定技術(shù)門檻。

　　目前部分儲(chǔ)能項(xiàng)目為了節(jié)省成本，選擇價(jià)格低廉、質(zhì)量不佳的電池、溫控系統(tǒng)，以及不專業(yè)的系統(tǒng)集成商，因此會(huì)引發(fā)安全隱患，導(dǎo)致儲(chǔ)能電站安全問(wèn)題時(shí)有發(fā)生，如2021年北京豐臺(tái)儲(chǔ)能電站大型火災(zāi)事故、2022年海南鶯歌海鹽場(chǎng)100MW儲(chǔ)能電池艙起火事故等。

　　因此開(kāi)展電化學(xué)儲(chǔ)能業(yè)務(wù)時(shí)，建議選擇質(zhì)量有所保障的電池、溫控系統(tǒng)及經(jīng)驗(yàn)成熟的系統(tǒng)集成商，整體電芯應(yīng)通過(guò)國(guó)標(biāo)的耐用測(cè)試。

　　（二）儲(chǔ)能系統(tǒng)利用率較低風(fēng)險(xiǎn)

　　儲(chǔ)能項(xiàng)目的應(yīng)用場(chǎng)景和利用效率是影響經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵因素，如果項(xiàng)目實(shí)際運(yùn)營(yíng)中充放電次數(shù)時(shí)間、調(diào)峰調(diào)頻天數(shù)無(wú)法達(dá)到預(yù)期水平，將對(duì)項(xiàng)目成本回收和經(jīng)濟(jì)性造成不利影響。而從實(shí)際運(yùn)行來(lái)看，我國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能實(shí)際利用率并不高，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì) 2022電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目平均等效利用系數(shù)僅12.2%，部分區(qū)域全年完全充放電次數(shù)過(guò)低。

　　建議結(jié)合當(dāng)?shù)卣�，選擇已公布對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目全容量電網(wǎng)最低調(diào)用次數(shù)有明確約定的省份區(qū)域，以及關(guān)注項(xiàng)目所在區(qū)域儲(chǔ)能電站歷史天數(shù)，不建議開(kāi)展年調(diào)度次數(shù)少于200天項(xiàng)目。

　�。ㄈ╉�(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性不足風(fēng)險(xiǎn)

　　當(dāng)前雖然電化學(xué)儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)體系逐漸成熟，但仍然處于行業(yè)發(fā)展起步階段，下游應(yīng)用端尚沒(méi)有形成統(tǒng)一或主流的盈利模式，影響項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性可變因素較多，包括電池成本、電池性能、發(fā)電深度等。

　　其中電芯及EPC價(jià)格決定其成本,電池循環(huán)次數(shù)決定其使用壽命，儲(chǔ)能時(shí)間及調(diào)用次數(shù)決定其收入，放電深度等決定其使用效率。如從成本構(gòu)成來(lái)看，隨著碳酸鋰價(jià)格下調(diào)，導(dǎo)致儲(chǔ)能系統(tǒng)主要電池成本降低，從而儲(chǔ)能系統(tǒng)成本已下降較大，根據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，我國(guó)儲(chǔ)能EPC中標(biāo)均價(jià)已有2023年初近3元/wh降至2023年6月底約1.5元/wh,但碳酸鋰價(jià)格波動(dòng)較大，不排除未來(lái)再次反彈風(fēng)險(xiǎn)。如從電網(wǎng)調(diào)用情況來(lái)看，部分省份仍較難實(shí)現(xiàn)每日兩次調(diào)用、實(shí)際調(diào)用天數(shù)偏低，導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)性較差。

　　總體來(lái)看，建議擇優(yōu)電池循環(huán)次數(shù)在6,000次以上，每日兩充每次時(shí)間不低于2h,儲(chǔ)能系統(tǒng)成本不高于1.7元/wh,放電深度不低于75%，能量轉(zhuǎn)換率在90%以上的項(xiàng)目。

　�。ㄋ模┱唢L(fēng)險(xiǎn)

　　儲(chǔ)能市場(chǎng)規(guī)模及市場(chǎng)需求受政策因素影響較大，如電源側(cè)配儲(chǔ)比例及時(shí)長(zhǎng)、電力輔助服務(wù)價(jià)格、行業(yè)準(zhǔn)入門檻等與各地政策有著密切關(guān)系。

　　目前國(guó)家及地方電化學(xué)儲(chǔ)能政策有待于進(jìn)一步完善，如部分省份公布的政策是征求意見(jiàn)稿或暫行條例，沒(méi)有長(zhǎng)效機(jī)制；部分省份沒(méi)有制定具體實(shí)施細(xì)則及配套制度，政策執(zhí)行性不強(qiáng)；各地區(qū)具體政策差別較大，沒(méi)有系統(tǒng)性全國(guó)統(tǒng)一政策。

　　因此開(kāi)展儲(chǔ)能業(yè)務(wù)時(shí)應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注當(dāng)?shù)叵嚓P(guān)政策，規(guī)避政策風(fēng)險(xiǎn)，利用政策優(yōu)勢(shì)，如當(dāng)前很多省份都會(huì)公布其省級(jí)年度示范項(xiàng)目，且對(duì)示范項(xiàng)目將給予額外的政策及補(bǔ)貼上支持，2023年6月國(guó)家能源局也正式開(kāi)展新型儲(chǔ)能試點(diǎn)示范工作申報(bào)，因此建議重點(diǎn)開(kāi)展與儲(chǔ)能示范項(xiàng)目合作。