用户侧能源存储系统(ESS)的亮点所在
2023-08-10
近期，多家企业纷纷提出用户侧储能系统元年的构想，为此，《中国能源报》特别推出储能系统专题报道，并采访了ZOL储能产业技术联盟副秘书长兼研究总监范冰月。
用户侧储能系统今年可能迎来爆发式增长。
广东省发展改革委近日印发了《关于促进新型储能电站发展的若干措施》（以下简称“《措施》”）。《措施》提出，将鼓励用户侧储能系统的发展，并支持工商业企业及其他产业园区因地制宜、灵活布局，建设新型储能电站。
该措施被称为“最有力的用户侧储能支持政策”。措施指出，要加快推动分布式新能源及新型储能电站与微电网的配置，并在工业园区和商业楼宇中推广综合能源服务。同时明确，储能产品须严格遵循先进的操作规范，且储能系统的用电量将按广东省电价政策单独计量。
从专家的角度来看，《措施》只是中国用户侧储能快速发展的缩影之一，这意味着今年用户侧储能有望迎来爆发式增长。
持续火爆的市场
储能系统包括电源侧储能、电网侧储能、新能源配置侧储能以及用户侧储能。然而，由于中国居民用电价格较低，且峰谷差较小，用户侧储能面临经济性限制，发展空间较为狭窄，因此一直未受到足够重视。随着实现碳达峰、碳中和目标及构建新型电力系统的持续推进，用户侧储能正迎来发展新亮点。
多位业内人士在接受《中国能源报》采访时表示：“今年用户侧储能装置的安装量明显超过以往。”“过去，只有部分大型用能客户关注储能，而今年，许多中小型工商业用户也开始重视储能。”“随着峰谷差的进一步拉大，用户侧储能的关注度和市场热度正持续攀升。”以及其他观点。
来自中国电力企业联合会的统计数据显示，2022年我国工商业储能系统的新增装机总量将达到0.76吉瓦时，同比增长106.29%。其中，超过80%的装机量来自广东、江苏、浙江等工业大省。以广东省为例，该省工商业发达，且电力市场改革领先全国，因此用户侧储能系统拥有丰富的应用场景。特别是，《措施》明确指出，对于需要可靠大容量供电和高品质电能标准的电力用户——如精密制造、通信、金融等行业——可按需灵活配置新型储能电站。这意味着，一场广东地区的储能装置安装热潮即将掀起！
“随着夏季用电高峰的到来，为确保生产和订单顺利进行，浙江省及珠三角地区的许多企业都积极主动地安装储能系统，”ZOL储能产业技术联盟副秘书长兼研究总监岳芬表示。她还向记者补充道：“当前，整个产业正经历转型期，储能与新能源正是政府重点鼓励的发展方向。而推动用户侧储能系统普及的主要动力，既在于吸引产业链投资，也在于激发地方经济活力，从而形成良性循环。”
新能源与储能专家彭宽宽在接受《中国能源报》记者采访时表示，与电源侧和电网侧相比，用户侧储能系统有助于电网削峰填谷，同时为用户节省用电成本。他进一步指出：“2016年用户侧储能最早开始发展，当时已投资建设了一些项目，近年来这些项目逐步落地实施。但今年安装量却实现了显著提升，这主要得益于峰谷电价差的进一步拉大，以及峰谷时段安排的优化。”
主要的限制是基本的电力付费模式。
用户侧储能系统主要依托工商业建设，其商业模式则取决于峰谷电价的差异，并辅以需求侧响应带来的直接或间接收益，以及需求用电、分布式光伏消纳、应急备用等多种方式。目前，发展最为迅速的地区集中在浙江、广东和江苏省，这些省份的峰谷电价差距较大。
“用户侧储能系统的发展主要受限于基本的电费支付模式；这种模式包括按需付费和按量付费两种方式，而前一种选择对用户侧储能系统的经济性具有重要影响。”彭宽宽表示，“除了选择问题外，另一个挑战是储能设施的土地用途选择——由于工厂对土地利用率要求严格，可用于安装储能系统的空地并不多。”
从冯悦的角度来看，一些企业甚至无法获得基本电费收入。例如，某些用电负荷率较高的企业可能更倾向于按变压器容量缴纳基本电费；而如果这些企业同时选择按需付费并保持稳定的负荷率，则在整个储能系统（ESS）生命周期内也无法实现成本节约。此外，用户侧储能系统的应用效果高度依赖于具体使用场景，如企业的实际生产行为和用电负荷等，因此大多数储能项目在一年内很难达到每日两次充放电的目标。不过，若企业能够实现每日两次充放电，在那些峰谷电价差较大的省份，将有望获得可观收益。目前，尽管用户侧储能的主要盈利模式仍是利用峰谷电价差异，但越来越多的省份正加大力度推动需求响应机制，并积极建设虚拟电厂平台，这为用户侧储能带来了额外的盈利机会。
“我们更加关注用户侧储能系统的安全性和经济性，”MS Energy首席执行官魏琼在接受《中国能源报》采访时如是表示，“经济性是影响用户侧储能系统投资的关键因素。”例如，为实现稳定的电力供应，浙江省在2022年设计了差异化的峰谷电价差，这大大提升了储能系统的经济效益。浙江的经验不仅有助于降低电力综合成本，还能有效增强电网的稳定性，值得借鉴。
实际上，许多省级政府已出台文件，支持拉大峰谷电价差，同时建立高峰时段和季节性电价机制。例如，在夏季用电高峰期，多个省份实施高峰电价，为用户侧储能系统（ESS）的发展创造空间。以今年3月全国电网代理购电价格为例，在全国峰谷电价差中，浙江省最高，电价达到1.33元/千瓦时。此外，峰谷电价差超过0.7元的地区多达23个。
分布式光伏系统开发的经验值得借鉴。
《中国能源报》援引采访报道指出，分布式光伏系统与用户侧储能系统类似，二者均通过建设和运营工商业企业项目，结合市场渠道和建设模式，有效降低用电成本。然而，与光伏发电相比，用户侧储能系统对运行状态、用电负荷曲线、厂站条件及电力消耗等方面的要求更高，因此其盈利前景也面临更多不确定性。
“用户侧储能系统亟需克服基本电费这一最大障碍，”彭宽宽指出，“按需付费很可能导致基本电费增加，进而影响公司储能项目的收益。”他同时提到，用户侧储能的风险相当大，未来发展面临不确定性，建议在投资风险控制方面借鉴分布式光伏的发展经验。
在魏琼看来，山东省出现的负电价现象颇具吸引力，这是电力市场改革迈出的重要一步。随着新能源发电比例的持续提升，只要实现完全市场化，电力成本将得到优化，而未来电力市场中分时电价的波动，也将为用户侧储能系统带来可观的收益空间。
业内人士认为，探索用户侧储能作为独立能源参与电力市场，是未来的发展模式之一，但目前仍需在政策支持、市场价格机制以及电力调用机制等方面持续完善。
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