中国储能网讯：今天的话题是用户侧储能的盈利方式和收益测算。可以说，用户侧储能是个超级市场，很多人在盯着这个领域，比如分布式光伏企业想通过加装储能，增加自己标书的含金量，比如重庆客户经营的一家医院，想借助光伏+储能实现园区内部100%清洁能源，以此提升医院形象，再比如用电大户想通过加装储能系统实现电费节省，等等，这段时间借助在力信能源的平台，接触了众多的人和项目，包括业主丶项目开发人员丶项目运作人员等等，发现对储能在用户侧作用的认识各不相同，毁誉参半，参差不齐。苏州某家全天候不停机的用电大户变压器超容报警，欲上储能降容降费，我在做方案分析后告诉他单独靠储能降不下来，他竟然在电话里争论了十几分钟，且打死都不相信他的工厂加装储能后容量还有可能恶化，最后不屑地挂上了电话，我于是背了个不专业的名声！看来储能在用户侧应用还需要多宣传。
下面我从五个方面来做介绍，包括储能盈利渠道，项目收益测算基础，测算结果展示，结论以及未来展望。
一 储能盈利渠道
无论针对哪个用户侧项目，在应用之前，一定要了解它的盈利渠道，渠道越多，营收相对越可观，收益表越好做，项目过会的几率越高，项目开发就越容易。在当下，储能在用户侧主要包括5个方面：峰谷套利丶需量电费管理丶动态增容丶需求响应以及提高新能源自用率。
1.1 峰谷套利
峰谷套利我不细说，它类似于储能入门必备，不了解峰谷套利，你有可能还是储能门外汉。
1.2 需量电费管理
当大工业用户逐月缴纳电费的时候，电费清单包括两个部分，如上图。第一是可视电量，即计量电表抄表数值，如峰平谷电量，是企业当月实际用电负荷。第二部分是针对变压器收取的需量电费，也叫基础电费，只要园区内变压器没有备案报停，不管你用不用电，这部分电费都是要固定缴纳。针对需量电费缴纳，电力公司给出两种选择，一是按照变压器容量收取，假如你在江苏省的厂区装了一台5MW的变压器，每月按照固定容量费32元/（KW.月）收取，即每月固定缴纳16万的容量费。如果厂区实际负荷远低于变压器容量（比如3MW以下），若仍然按照5MW容量固定收取，用户会吃大亏。于是电力公司给出了第二种选择，按照厂区月最大负荷收费（按需收费），比如5月份负荷在2-3MW之间，最大3MW，本月就按照3MW计算，江苏需量费为40元/（KW.月），每月缴纳的容量费为12万。
需量电费跟储能有什么关系？
请看下图，该图是泰州某光伏组件生产厂区用电负荷图，包括上下两张曲线，上半部分是当月逐天的负荷曲线，可以看到，17年6月20号，厂区用电负荷出现了尖峰；下半部分是20号当天逐时负荷，也可以看到，一天之内高峰时段出现在下午3：30到4：30之间。该厂采取了按需收费模式，于是当月会因为某些天某些时段尖峰负荷的出现而额外缴纳了过多的基础电费，这造成了极其隐蔽的损失。分析至此，相信各位已有了清楚的逻辑判断：上储能，消除尖峰负荷！
储能如何进行需量电费管理？
接着上面案例分析，尖峰时段产生了至少1000kW的尖峰负荷（1580-580），综合考虑电池充电对变压器容量的影响，我们可以选取500kW×4Hr的储能系统，系统PCS有10%的长期过载能力。需量管理时，能量管理系统可准确识别尖峰负荷，并向电池发出调度，储能系统可释放至少550kW的功率以抵消尖峰负荷冲击。按照储能系统每月削减550kW测算，储能系统每月为业主减少550×40=22000元的容量费。
1.3 动态增容
动态增容是在特殊场合下，业主或建设企业的一种刚需，比如已建成小区进行充电桩改造，完毕后突然发现满额运行时，变压器容量超额了，再比如商场改造，把原来的服装店改成火锅店，在下午7：00-9：00就餐高峰时段，变压器超容。面对超容问题，传统办法是向电力局提出静态扩容申请，走流程，等通知，缴费用，而且费用还不低，据说上海扩容费在8000-10000元/kW,南京地区也得6000元/kW，保守估计按照5000元/kW测算，扩容100kW，至少需要50万的费用。另外一种是寻求动态扩容，通过加装储能系统来实现容量扩增，一套100kW/200kWh的储能系统售价在40万左右，此外用于动态扩容的储能系统还可同时兼顾峰谷套利。动态扩容不但节约扩容费用，还可以用户带来长期稳定收益。
动态扩容非常适用于短时过载（1-2小时最佳）充电不超容的场景，各位有谁在跟踪用户侧储能，遇到这种需求，请务必要抓住。
1.4 需求侧响应
需求侧响应确切来说是电网行为，电网公司通过调度业主储能系统的容量来实现对电网整体负荷供需平衡的调节。电网租借你家的储能系统出工出力，是有偿付费行为，比如南方电网给出了0.5元/kWh的调度费用，江苏电网准备按照功率给予一定补偿。俗话说吃人的嘴短，拿人的手短，要得到储能补贴必须要把储能系统纳入到省级储能系统调度平台（如江苏省），也就是说到时候储能系统的运行策略可能不是业主一个人说了算了，另外只有被调度了，才会给钱，这更增加了收益的不确定性。总体来讲，需求侧响应各种政策还在酝酿中，暂时缺乏可实施细则，无法纳入收益模型中，但这一块是用户侧储能翘首以盼的政策亮点，没准哪一纸政策文件，就能把国内储能市场捅破。
1.5 提升新能源自用率
这一项主要指光储或者风储结合的情形，现有政策下，光储或风储只是这两个字靠的很近而已，没有实质性的互动，光伏或风电站加装储能收益率会下降，请问谁有增加储能的动力？
然而必须指出，光储风储是个趋势，不可阻挡，合理的解释是早期的政策太好了，只要你能建电站，发出的电全部接纳，度电补贴，针对新能源的波动性问题，建造者不用操心，全部转移给了大电网，而且电网还替国家先垫钱，随着规模壮大，波动问题突出，最后电网搞不定了，出现了弃风弃光现象，反馈到光伏行业本身，这两年行情也不太乐观，补贴下降，市场容量减少，竞争加剧。可以说，储能的机会正在逐步明朗，如果哪天新能源行业担心的事情发生了——补贴消失，我想储能的爆发期也到了，目前的行情，如果光伏平价上网（0.31-0.33元/度），储能在提升新能源自用率上将有利可图，收益明显，有机会我单独阐述。
二 收益测算基础
本章通过选取典型储能案例的方式，将储能收益测算落到实处。
2.1 储能容量
针对大工业用电丶峰谷电价特性以及空间限制，我选择了1MW/4MWh的储能系统，功率适当，容量选取基于江苏一天2个峰值时段，每个时段持续4个小时。空间尺寸应该是2个40尺集装箱大小，占地适中。
2.2 储能电池方案选型
这里我选择磷酸铁锂电池，虽然在技术端，各种电池技术还在较量，胜负未分，但在应用端，锂电池出现了倒挂现象，经过国家政策的推动，锂电池产业很快经过了规模化洗礼，有了激烈竞争，更重要的是价格正在飞速下降，超出了预期。相较于三元锂电，铁锂的价格丶安全性以及循环特性占优，相较于钛酸锂，铁锂价格和能量密度占优。我以力信能源40Ah储能专用电芯作为模型设计依据，数据指标如下：
2.3 系统造价测算
系统造价我们以2台500kW/2MWh集装箱系统为例进行测算，总体按照2元/Wh计算（含PCS），总造价约为800万元。我猜肯定有人会问分项报价，这里我不展开，只说电芯规模报价在1.1元/Wh左右，分项报价，请微信我，私下发出。
2.4 系统效率
关于储能系统效率，核心在电池效率，力信研究院给了我一个曲线，作为参考，见下图，上千次循环，系统效率均保持在95%左右，这是电芯效率，PCS我选择双向95%，综合其他因素，系统效率按88%测算（据说南网储能项目对系统实测效率的要求在90%以上，各家挑战性还是很大的）。
2.5 容量衰减
下图数据依旧来自力信研究院，按曲线规律可知，15年衰减至70%以下，这里我按年衰减率2.2%算，10年末衰减至80%，铁锂电池衰减规律是初始稍快，后面较平缓。
2.6 电压等级
本文选取的是10KV侧，400V并网，峰谷价差较大（江苏0.78元），省去了并网变压器。
2.7 峰谷价差
峰谷价差按照江苏峰谷价差测算，大工业峰谷电价差0.78元/度。
2.8 资金成本
资金成本的考虑会使得当下储能项目收益表更难看，但考虑这个因素也是必要的，我取4%作为测算基础，这个数可能只有国字头或者大企业才能享受，一般市场成本普遍在7-8个点，这里我只想说，拿7-8个点的公司当下环境极有可能玩不了储能。
三 测算结果展示
综合前面案例，我针对以下四个方面做了收益率分析，包括峰谷套利，需量管理+峰谷套利，需量管理+需求响应+峰谷套利以及动态扩容+峰谷套利，结果展示如下：
3.1 峰谷套利
3.2 需量管理+峰谷套利
3.3 需求响应+需量电费+峰谷套利
3.4 动态扩容+峰谷套利
四 结论分析：机遇与挑战
4.1 峰谷套利收益最差，回收期过长
由测算表1可以看到，考虑资金成本在内的储能系统，峰谷套利的静态回收期已超出使用年限。江苏地区现有条件下，即使不予用户任何电价优惠，单纯的峰谷套利回收困难。
4.2需量管理+峰谷套利收益尚可，操作有风险
测算表2的结果显示，系统综合静态回收期在8年以内，内部收益率4.9%，虽偏低，但可通过调节储能小时数来显著提升收益状况，比如1MW/3MWh系统的IRR=8.4%，回收期7年以内，1MW/2MWh系统的IRR=14.7%，回收期5年以内，相当可观。
撇开数据，我再从项目操作层面谈谈我对用户侧需量管理的看法。我们不能以光伏风电的项目开发思维来套需量用户侧，不同点在于，光伏风电是和电网公司直接进行结算，清楚明了，然而需求侧储能项目要和业主直接进行结算，扯皮地方较多，比如你一年帮业主节省了50万的需量电费开支，需要业主拿出45万来为储能项目买单，你算出来业主赚了5万，但外在表现是他拿出了45万，是不是真的赚了50万？怎么赚的，数据是否真实？这都是现实的考量。希望操作用户侧的朋友要多多上心，从人性的角度做一些评估。
4.3 动态扩容+峰谷套利最理想
表格4是测算结果，内部收益率IRR=21.9%，回收期4年，，如果将容量改为1MW/3MWh一下，可实现当年盈利，相信这种项目也会是资本眼中的肥肉，搞储能融资租赁的朋友，见此项目也应该毫不犹豫地拟合同了，毕竟这个是需求侧储能的亮点，你只需拿出充足的数据，让业主放心地掏出初始扩容费。
五 展望：系统价格对收益率的影响
我在上图列出了不同单价下，储能系统的内部收益率（IRR），可以看到，当系统成本在1.8元/Wh以下时，需量电费+储能系统超出了8.5%的投资线，有了投资价值，降低存储时间，将显著提升系统收益率；峰谷套利仅在系统成本低于1元/Wh时，才具备投资价值。
