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近日,关于工商业储能项目9成不靠谱的观点甚嚣尘上,项目落地难已经成为该赛道的痛点。
亦有观点认为,工商业储能项目收益不清晰难倒了一大片业主方、投资商以及开放商,造成了市场很热,交易很冷的局面。相关数据显示,2023年工商业储能出货量为7GWh、备案规模约为4.4GWh, 但新增装机量仅约为3.5GWh。
对此,充分挖掘工商业储能应用场景及获利渠道,有望扭转工商业储能项目落地“遇冷”问题。
而目前,已被挖掘的工商业储能应用场景主要包括:高能耗企业、零碳园区、园区微网、商业楼宇、台区储能、充电站、数据中心、通信基站等。
往细了说,每个应用场景的配储需求与规模差异较大,本文将从充电站配储的必要性、市场空间、盈利模式等方面进行探讨。
充电站配储需求明确,或成“破局”
今年4月初,重庆市印发《新能源汽车便捷超充行动计划(2024-2025年)》,全市建成超充站2040座,建成超充桩4000个以上,首批预计在2024年预计建成1005座超充站。
此外还规定,充储一体化站应按照不低于配变容量的10%、时长不低于1小时、容量不小于200千瓦时的规模配置储能设备,全市新建超充站中充储一体化站占比不低30%。
按照以上规划,粗略计算重庆市2年内将有600座左右的充储一体站至少需要配置一台200kWh的储能设备。
而目前接近该规格的设备主要以215kWh的工商业储能为主,相当于重庆充储一体站2年内将至少有600台215kWh工商业储能设备需求。
需要注意的是,重庆市还规划了4000个超充桩的建设,以超充单枪额定功率不小于480 kW的功率来看,若一座充储一体站加装一台超充设备,整站的变容量将更大,配储空间更大,工商业储能市场更广阔。
值得一提的是,除重庆外,深圳、海南、北京等地同样规划了一定数量的超充站建设,存在一定的配储需求,但目前重庆市的配储规划较为清晰,给到投资商及开放商的方向更为明确。
充电站配储“底层逻辑”:减少电费
从必要性来看,充电站的投入成本除一次性投资外,其余部分主要来自每个月的电费。其中,居民家庭住宅等充电设施执行居民用电价格,其他充电设施执行工商业用电价格,属于两部制电价。
而大型集中式充电站一般需要接入630KVA、1250KVA,乃至2000KVA的变压器,属两部制电价范畴,电费一般包括电度电费和基本电费(需/容量电费),配储可以减少一定的基本电费。
值得一提的是,为国家发改委在去年提出新的规定,在2030年前,对实行两部制电价的集中式充换电设施用电免收需量(容量)电费。
因此,从时间节点来看,2030年后,当基本电费回归,随着充电站规模进一步扩大,快充、超充设备的渗透率将进一步提高,对应的变压器配置容量将同步提升,不仅抬高了基本电费的基数,总电费也水涨船高。
对此,充电站可通过配储降低变压器总体容量,消除尖峰负荷,减少电费。
尤其是对未来选择了需量电价的充电站来说,若实际最大需量超过核定值5%,超过的部分将加倍收取电费。
充电站配置工商业储能,还可以帮助充电站监测变压器的实时功率,在实时功率超出需量时,储能系统自动放电监测实时功率,减少变压器出力,保障变压器功率不会超出限制,有效避免额外电费。
充电站配储进阶“光储充”,激发多面价值
从长远来看,当充电站逐步向超充站发展,对于配电网的供电需求甚至对电网的冲击都要考虑。通过加配分布式光伏、工商业储能设备进阶为光储充一体站,是目前较为可行的方案。
一是,光储充一体站可以通过光伏自发电缓解供电问题、并带来节能减碳的附加价值;配合储能,可减少场站的尖峰负荷减少基本电费,以及平衡超充设备高功率带来的电网冲击问题。
二是,光储充一体站可通过分布式光伏预测、充电站负荷预测、电价预测等综合考量,来制定工商业储能设备的充放电策略,未来可以进一步优化峰谷套利、VPP需求侧响应等工商业储能获利渠道。
目前,国内已有多个领域的厂商开始切入光储充一体站业务,包括新能源车企、充电运营商、储能系统集成商、电池企业等,相关企业包括蔚来、特斯拉、华为数字能源、阳光能源、宁德时代、欣旺达、瑞浦兰钧、盛弘股份、远东电池、卓阳储能、双一力、钧能能GSCOOL等。
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