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      起于青萍,工商業儲能發展正當時

      工商業儲能系統主要用于工業和商業企業的能源管理。根據應用場景及系統規模不同,可以對儲能系統進行分類:從應用場景看,工商業儲能與戶用儲能同屬于用戶側儲能,通過與其他負載等構建微電網,主要作為負荷側參與電網運行。從系統規???,工商業儲能電站規模一般在百千瓦時至數十兆瓦時之間(100kwh-10MWh),介于戶儲及大儲之間。作為用戶側儲能,工商業儲能廣泛應用與智慧城市、工業園區、社區商圈、商業寫字樓等大型工商業高耗能單位,實現能源智慧化管理。

      工商業儲能系統主要應用模式

      模式 作用
      削峰填谷 通過谷時充電儲能、峰時放電供能,減少企業或園區的用電成本,為客戶節約用電端電費
      需量響應 當短期用電功率大于變壓器容量時,儲能系統進行快速放電,滿足負載電能需量要求
      電力交易 在電力市場交易平臺上,結合負荷預測進行短期電力交易,實現收益最大化
      離網備電 在電力中斷時,為重要負載進行不間斷短時供電,減少由于負載突然掉電造成的經濟損失。

      數據來源:觀研天下數據中心整理

      2022年8月美國《通脹削減法案》發布ITC新政,針對儲能方面主要為延長ITC十年、提高稅收基礎抵免比例至30%;新政相對之前不再要求儲能必須配套光伏,獨立儲能(包括大儲/工商業儲能、戶儲)均可享受;另外部分州提供儲能補貼政策,如加州SGIP針對非戶儲補貼(含工商業儲能)0.18-0.36/Wh。

      根據觀研報告網發布的《中國工商業儲能行業現狀深度研究與投資前景分析報告(2023-2030年)》顯示,歐洲部分國家對工商業儲能有政策支持。歐洲國家對于儲能方面的稅收減免或補貼政策相對更偏向于戶儲,工商業儲能方面較少;其中德國對于光儲的稅收減免和補貼政策主要是針對家庭部門和不超過30KW的商業物業等;意大利和西班牙的光儲政策含工商業部門。

      海外國家工商業儲能政策

      國家 光儲減/免稅 光儲補貼 是否含工商業
      美國 IRA:延長ITC十年和提高基礎抵免比例至30% 部分州提供儲能補貼(如加SGIP儲能激勵政策,戶儲6.15-0.5美元/Wh;非戶儲補貼0.18-0.36美元/Wh
      德國 2023年起全國免除發電量所得稅及19%VAT 柏林等部分地區仍有儲能補貼(柏林300歐元/kWh). 免除發電量所得稅及VAT容量不超過30KW的商業物業
      意大利 提供安裝費用110%的收入稅抵免,從2023年起該比例逐年退坡。
      西班牙 停止征收光伏發電自用稅(7%),最高減免購置費用20%的收入稅. 2021年可再生新能源的援助補貼為13.2億歐元;其中針對儲能補貼2.2億歐元,戶用可獲70%的儲能購置費用抵免。

      數據來源:觀研天下數據中心整理

      2021年年10月,國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》》》、《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》,要求燃煤發電電量原則上全部進入電力市場,擴大上網電價浮動范圍,將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%,擴大為上下浮動原則上均不超過20%(高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制),電力現貨價格不受上述幅度限制,在平穩電價的同時,進一步釋放市場化電價“能漲能跌”的引導能力。推動工商業用戶都進入市場,按照市場價格購電,取消工商業目錄銷售價。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電,代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。兩項政策初步放開市場化電價,電價波動更頻繁,電價基本反應供需,是真正意義上電力市場化的開始,初步確定工商業全部參與電力交易。

      分時電價實施的初衷是引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納。目前各地峰谷價差拉大已經成為趨勢有,已有24個省份實施尖峰電價,絕大多數省份日內出現兩次高峰//尖峰。峰谷電價差給出了工商業儲能的套利空間:工商業用戶裝配儲能,可以在谷時充電,峰時放電,節省電費。峰谷價差不斷拉大,工商業儲能的經濟性愈加明顯。部分省日內電價施行兩峰兩谷,用戶側儲能可以在日內實現兩充兩放,套利空間進一步擴大。2023年7月執行的分時電價,24個區域峰谷價差超過0.7元/kWh,其中,峰谷價差超過1元/kWh的區域有8個,分別是廣東(珠三角五市)、廣東(江門市)、廣東(惠州)、湖南、廣東(東西兩翼地區)、海南、重慶、上海。若按照日內“兩充兩放”策略計算,浙江省/廣東珠三角五市日內度電累計價差可以達到到11.8742、12.8292元。

      各省市峰谷價差表

      Jun-22

      Jul-22

      Jun-23

      Jul-23

      7月同比

      7月環比

      華北

      北京

      0.4081

      0.4802

      0.4238

      0.4895

      0.0093

      0.0657

      天津

      0.6405

      0.8355

      0.6069

      0.8003

      -0.0352

      0.1934

      山東

      0.7073

      0.7036

      0.7786

      0.8102

      0.1066

      0.0316

      山西

      0.5046

      0.6856

      0.4163

      0.5343

      -0.1513

      0.118

      河北

      0.5684

      0.5685

      0.6119

      0.7607

      0.1922

      0.1488

      冀北

      0.5704

      0.571

      0.8706

      0.5712

      0.0002

      0.0006

      華中

      江西

      0.3934

      0.3934

      0.6327

      0.8225

      0.4291

      0.1898

      湖北

      0.7781

      0.777

      0.8254

      0.9692

      0.1922

      0.1438

      湖南

      -

      0.9787

      0.7463

      1.0789

      0.1002

      0.3326

      四川

      0.489

      0.515

      0.583

      0.7582

      0.2432

      0.1752

      重慶

      0.6763

      0.8024

      0.7004

      1.0119

      0.2095

      0.3115

      河南

      0.6946

      0.7112

      0.7366

      0.8972

      0.186

      0.1606

      華東

      浙江

      0.9311

      0.9435

      0.9094

      0.9371

      -0.0064

      0.0277

      江蘇

      0.833

      0.8088

      0.8091

      0.8568

      0.048

      0.0477

      上海

      0.8224

      0.9159

      0.7565

      1.0025

      0.0866

      0.246

      福建

      0.5446

      0.5438

      0.5444

      0.5495

      0.0057

      0.0051

      安徽

      0.7951

      0.8582

      0.7513

      0.8109

      -0.0473

      0.0596

      東北

      黑龍江

      0.5721

      0.7437

      0.5617

      0.7306

      -0.0131

      0.1689

      吉林

      0.5808

      0.736

      0.5959

      0.7742

      0.0382

      0.1783

      遼寧

      0.7109

      0.7083

      0.7083

      0.7103

      0.002

      0.002

      蒙東

      0.6154

      0.6038

      0.5389

      0.5485

      -0.0553

      0.0096

      西北

      新疆

      0.4843

      0.6192

      0.3443

      0.438

      0.1759

      0.0957

      寧夏

      0.3927

      0.3971

      0.2924

      0.2917

      -0.1054

      0.0007

      甘肅

      0.2448

      0.1994

      0.1522

      0.1346

      -0.0648

      -0.0176

      青海

      0.2795

      0.2843

      0.3175

      0.3616

      0.0773

      0.0441

      陜西(陜西電網)

      0.555

      0.744

      0.6428

      0.7906

      0.0466

      0.1478

      陜西(榆林電網)

      0.5206

      0.7006

      0.6184

      0.76

      0.0594

      0.1416

      南網

      廣東(珠三角五市)

      0.834

      1.0455

      0.8885

      1.2011

      0.1556

      0.3126

      廣東〈惠州)

      0.7952

      0.9942

      0.8537

      1.1551

      0.1609

      0.3014

      廣東(江門)

      0.834

      1.0455

      0.8885

      1.1945

      0.149

      0.306

      廣東(東西兩翼)

      0.7182

      0.8924

      0.7756

      1.0519

      0.1595

      0.2763

      廣東(粵北)

      0.6509

      0.8034

      0.711

      0.9664

      0.163

      0.2554

      廣西

      0.6553

      0.4859

      0.4928

      0.6406

      0.1547

      0.1478

      云南

      0.3025

      0.3165

      0.3135

      0.3164

      0.0029

      貴州

      - 

      0.5015

      0.5369

      0.5399

      0.0384

      0.003

      海南

      1.0986

      1.0815

      1.0174

      1.0176

      -0.0639

      0.0002

      最大峰谷差

      1.0986

      1.0815

      1.0977

      1.0173

      ——

      ——

      峰谷差>0.7省份數

      9

      17

      12

      20

      ——

      ——

      數據來源:觀研天下數據中心整理

      近年來,多個省市發布電力需求側響應補償政策,不斷推動工商業用戶參與電力市場,刺激能源管理意愿,提升用戶側儲能的經濟。電力市場化背景下,工商業用戶裝配儲能的意愿發生轉變。起初,工商業儲能多用于提升光伏自發自用率,或作為安全生產要求較高、工廠斷電損失大的企業的備用電源使用。在電力市場化背景下,要求工商業用戶直接參與電力交易,電價波動更頻繁;各地峰谷價差拉大,甚至實行尖峰電價,工商業用戶若不裝配儲能,則只能作為電價波動的被動承受者。未來,隨著需求側響應政策的普及,工商業儲能的經濟性進一步提升;電力現貨市場制度逐漸完善,虛擬電廠建設完善,工商業用戶參與電力市場,必須具有電力吞吐的能力,儲能逐漸成為必選。

      國內各省電力需求響應補貼政策

      省份 時間 政策 內容
      浙江 2023.05.31 《2023年瑞安市有序用電和電力需求響應工作方案》 日前需求響應:電量補貼單價競價出清價格,不超過4元/kWh;容量補貼力度無小時級別需求響應:電量補貼單價:年度因定單價4元/kWh;容量補貼力度:旺季1元/kW、次旺季:0.25元/kW、其它:0。秒級需求響應:電量補貼單價年度固定單價4元/kWh;容量補貼力度:旺季:0.5元/kW、次旺季:0.1元/kW、其它:0。分鐘級需求響應:電量補貼單價:年度固定單價4元/kWh;容量補貼力度:旺季:4元/kW、次旺季:1元/kW、其它:0。
      浙江 2022.10.27 《衢州市本級2022年電力需求響應補貼實施辦法》 市本級(含柯城、衢江)有效參與需求響應的電力用戶,在獲得省級響應補貼金額基礎上給予補貼,補足至4元/kWh。一個自然年內市本級〈含柯城、衢江)補貼總額上限為500萬元。如年度內應補貼總額超過上限的,則實際補貼金額同比例下降
      浙江 2021.06.08 《關于開展2021年度電力需求響應工作的通知》 日前削峰:電量補貼:4元/kWh封頂小時級:電量補貼:固定4元/kWh;容量補貼:旺季0.25元/kW月分鐘級:電量補貼:固定4元/kWh;容量補貼:旺季1元/kW月秒級:電量補貼﹔固定4元/kWh;容量補貼:旺季0.1元/kW月填谷:容量補貼:5元/(kW日)
      廣東 2023.05.19 《關于廣東省市場化需求響應相關事項的通知》 靈活避峰需求響應補償收益暫按日前邀約的保底價格(1.5元/kWh)執行
      廣東 2022.04.16 《廣東省市場化需求響應實施細則〔試行)》 日前邀約:中報價格上限3500元/MWh;虛擬電廠中報可響應容量下限0.3MW可中斷負荷:中報價格上限為5000元/MWh;虛擬電廠中報可響應容量下限為0.3MW
      云南 2023.04.27 《2023年云南省電力需求響應方案》 實時響應補貼:全年統一2.5元/kW每天不多于3次,每次不超過3小時。削峰類:O-5元/kWh;填谷類:0-1元/kWh
      甘肅 2023.04.21 《甘肅電力需求響應市場實施方案(試行)》 需求響應補償費用結算以小時為單位,由實際有效響應電量按照出清價格乘以相應收益折算系數進行結算。折算系數:80%≤實際相應負荷<90%,折算系數0.8;90%≤實際響應負荷<100%,折算系數0.9;100%≤實際響應負荷≤120%,折算系數1;實際響應負荷>120%,折算系數1,且有效響應容量計為中標響應負荷的120%;實際響應負荷未達80%,視為無效響應??己速M用結算:實際響應負荷低于中標容量80%的部分,出清價格乘以考核系數0.5。
      四川 2023.04.19 《關于四川電問試行需求側市場化響應電價政策有關事項的通知》 需求響應:0-3元/kWh
      河北 2023.04.06 《河北省發展和改革委員會關于進一步做好河北南部電網電力需求響應市場運營工作的通知》 實時需求響應容量補償:8元/kW月日前響應電量補償:按照出清價格進行補償;日內響應電量補償:提前4小時響應按照出清及價格1.3倍進行補償,提前2小時級響應按照出清價格2倍進行補償;實時響應電量補償:按照出清價格3倍進行補償。
      河北 2022.04.07 《河北省電力需求響應市場運營規則》 采用“給予響應負荷的階梯式”補貼方案,根據用戶響應負荷與應約負荷的比值(負荷響應率),按照出清價格和有效響應電量核算。負荷響應率<80%,不予補貼;負荷響應率在8O%-120%之間,按有效響應電量乘以出清價格進行補貼;負荷響應率>120%,120%-150%部分按有效響應電量乘以出清價格的0.5倍進行補貼;150%以上部分不予補貼。
      貴州 2023.04.07 《貴州省電力需求響應實施方案〔征求意見稿)》 響應價格,單位為元/kWh。相應價格的上限Pi根據市場運行情況另行通知。
      貴州 2022.03.30 《貴州省電力需求響應實施方案(試行)》 響應價格,單位為元/kWh。相應價格的上限Pi根據市場運行情況另行通知。
      天津 2023.01.11 《天津市2023年吞節期問電力需求響應實時細則》 邀約型填谷需求響應為固定補償模式,價格為1元/kWh。
      天津 2022.01.21 《天津市2022年電力需求響應實施細則》 邀約型:填谷需求響應1.2元/kWh:削峰需求響應2元/kW緊急型:削峰需求響應5元/kW《虛擬電廠優先,其余用戶按照“容量優先”邊際出清)補貼系數:實際響應率低于50%,不予補貼;實際響應率在50%(含)-120%(含)之間,按有效響應量乘以出清價格進行補貼;超過120%的部分,不予補貼。
      天津 2021.07.05 《天津市2021年夏季電力需求響應實施細則》 緊急型:固定5元/kW邀約型:固定2元/kW,競價上限3元/kW
      江蘇| 2022.10.24 《江蘇省電力需求響應實施細則(修訂征求意見稿)》 削峰:調控時問≤2h,10元/kW;2h<調控時間<4h,12元/kW;調控時間>4h,15元/kW填谷時段:5元/kW:平時段:8元/kW
      江蘇 2018.06.15 《江蘇省電力需求響應實施細則〔修訂版)》 削峰:調控時間≤1h,10元/kW;1h<調控時間<2h,12元/kW;調控時間>2h,15元/kW填谷:谷時段:5元/kW:干時段:8元/kW
      寧夏 2022.06.14 《寧夏回族自治區電力需求響應管理辦法》 削峰:2元/kWh填谷:0.35元/kWh
      山東 2022.06.07 《2022年全省電力可中斷負荷需求響應工作方案》 緊急型需求響應:容量補償:第一檔不超過2元/kW月﹔第二檔3元/kW月﹔第三檔4元/kW月;電能量補償:根據實際響應量和現貨試產價格計經濟性需求響應:無容量補償;電能量補償:根據實際響應量和現貨市場價格計

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      我國光伏運維行業:光伏裝機量增長帶動需求增加 集中式占比最大

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      累計并網容量超過30GW的省、市、區有4個,江蘇省3928萬千瓦排名第三,河南省裝機量3731.4萬千瓦排名第四,浙江省裝機量3356.6萬千瓦排名第五,安徽省累計并網容量3223.1萬千瓦排名第六。

      2024年05月16日
      我國硅基負極材料行業市場規模呈爆發式增長 未來或將迎來量價齊升局面

      我國硅基負極材料行業市場規模呈爆發式增長 未來或將迎來量價齊升局面

      得益于動力電池、消費電池市場需求的驅動,以及緊平衡下硅基材料價格的上漲,硅基負極材料市場將呈現量價齊升的局面,我國硅基負極材料行業市場規模進入爆發式增長。2019-2023年,行業市場規模從3.71億元增長至76.38億元,復合增長率達到83.12%。

      2024年05月14日
      我國航煤行業:仍未恢復到疫情前水平 “雙碳”背景下生物航煤未來可期

      我國航煤行業:仍未恢復到疫情前水平 “雙碳”背景下生物航煤未來可期

      生物航煤是近年來發展最快的生物液體燃料與可持續航空燃料。生物航煤政策的實施起源于全球民航業每年排放的大量溫室氣體。根據國際航空運輸協會(IATA)統計,當前全球航煤消費量約為 2.7億噸/年,對應排放溫室氣體超過 9億噸,占全球排放總量的 3%。

      2024年03月18日
      新一代信息技術融合推動我國電磁屏蔽材料市場擴大 填充復合類占比最高

      新一代信息技術融合推動我國電磁屏蔽材料市場擴大 填充復合類占比最高

      消費電子市場經過多年的高速發展,在受到宏觀經濟形勢、市場飽和等影響下,市場整體需求量放緩,逐漸處于存量市場。但隨著 5G、AI、大數據、云計算、新能源汽車等新一代信息技術的融合,為國內電磁屏蔽材料行業的市場需求添了動力。2023年國內電磁屏蔽材料銷量約為837.91億件,

      2024年02月28日
      我國新型儲能行業發展迅猛  鋰離子電池儲能占比最大 壓縮空氣儲能潛力十足

      我國新型儲能行業發展迅猛 鋰離子電池儲能占比最大 壓縮空氣儲能潛力十足

      盡管壓縮空氣儲能存在一些缺點,但仍然是一種十分有潛力的儲能發電技術,可以為能源轉型和節能減排作出重要貢獻。壓縮空氣技術市場規模占比較小,但近年來,隨著新型儲能產業的發展,壓縮空氣技術路線市場規模也保持快速增長,2022年市場規模達到3.90億元。

      2024年02月20日
      我國導熱材料行業市場及供需規模穩步增長 市場競爭同質性強 價格戰激烈

      我國導熱材料行業市場及供需規模穩步增長 市場競爭同質性強 價格戰激烈

      隨著近年來我國數據中心行業的不斷發展,我國數據中心機架規模也隨之穩步增長。按照標準機架2.5KW統計,2023年我國在用數據中心機架規模預計達790萬架,近5年年均復合增長率達36.58%。

      2024年02月19日
      綜合能源服務站項目加速落地 傳統能源企業紛紛轉型升級開啟新賽道

      綜合能源服務站項目加速落地 傳統能源企業紛紛轉型升級開啟新賽道

      綜合能源服務的核心業務涵蓋電、冷、熱、氣等多個能源領域,其表面上是多種能源的耦合,但實際上涉及諸多功能與模式的優化。因此,只有擺脫傳統以單一產品為中心的服務模式,真正做到以市場為導向、用戶為中心,推行多元化的發展模式,才能真正打破發展壁壘,為用戶提供更加優質、高效的綜合能源服務。

      2024年01月22日
      我國優質煉焦煤資源稀缺 2024年供需局勢依然緊繃

      我國優質煉焦煤資源稀缺 2024年供需局勢依然緊繃

      全國焦煤生產以穩為主,上半年大礦和小礦均提高產量,但高產量帶來安全隱患,山西多地礦難頻發,導致產量和開工率下滑,預計到今年五月,安全生產為首要任務,產量難以大幅釋放。2024年煉焦煤產能計劃增加1600萬噸,但主焦煤資源減少,將影響主焦煤價格,加大與非主焦煤價格差距。結合安全檢查的嚴格要求,預計明年國產焦煤產量將保持穩

      2024年01月15日
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