新电价峰谷价差持续拉大，工商业储能趁势而起！工商业新能源定价与收益的演化趋势!

随着各省市地区相继公布6月电网代理购电价格，索比储能网汇总2023年上半年全国各地电网代理购电最大峰谷价差（一般工商业1-10kv）发现，今年以来，峰谷价差持续拉大，不少省份增加深谷电价，这导致工商业储能经济性大大加强。

巅峰储能刚看到一条商业评论：看一家企业是否厉害，或者一个技术的稀缺性，主要看它是否掌握定价权。

从影响定价的要素变化，可以反映出“五力模型”里，各利益相关方的强弱变化，并且推导出一个行业的商业模式趋势。

互联网电商的定价权演化

阿里在电商竞争对手缺乏的时候，是拥有绝对定价权的——淘宝的直通车竞价排名，逼迫大量中小商家买广告位，并以天猫模式扶持大商家与京东竞争。

在4G带来的移动互联网趋势下，新的电商进入者出现：

抖音从直播领域切入，拼多多从社交流量领域切入，它们用新的排名规则，重新定义了中小商家的广告位价格。

比如抖音电商更侧重于流量排名加算法推荐——谁能通过直播内容获得更多定向流量，谁就能排名靠前。

大量中小商家抛弃淘宝，转投抖音拼多多。

所以今年京东淘宝618的数字肯定不好，而且直播电商明显压倒传统电商，

于是逼得马老师重新出山，提出：

回归淘宝初心，服务中小卖家。

这就是在新的竞争条件下，电商定价要素的变化趋势。

工商业分布式光伏的定价要素

主要来自三个方面：

1、锚定的工商业零售电价

零售电价，市场化之前叫做“目录电价”，是发改委出台的计划性电价，规定了工商业电力用户和供电企业之间的交易价格。

市场化之后，特别是工商业用户逐步进入市场（未来所有工商业都会市场化），零售电价是由售电公司和工商业用户协商决定。

工商业电力零售价格形成，包括两个部分：

（1）相对确定的定价要素

相对容易获得、变化缓慢、容易提前预测的价格信息。比如售电公司能拿到的中长期&月度交易电价，以及交给电网公司的输配电价。

（2）相对变动的定价要素

相对微观、频繁变化、不可预测的价格信息。比如偏离预测值的电量对应的交易价格等（主要以批发侧现货价，与零售侧的合同偏差电价进行体现）。

随着电力市场化程度提高，零售电价中的变动部分，影响力会逐渐加大，而新能源的引入，甚至会放大不可预见的价格风险。

比如在现货市场上，光伏电量集中入市竞价，导致某些时段出现零电价或负电价，会提高售电商在批发侧的交易风险。

又比如，部分电力用户因为分布式光伏“自发自用”，导致负荷曲线发生明显变化，增加售电商在零售侧的不可控风险。

这些都是供求关系导致的价格变动，与新能源售电价格的相关性。

2、资源方

在工商业分布式的早期阶段，客户关系是影响项目落地和价格的最主要因素之一，谁能搞定业主，在那个价格不透明的时代，谁就有绝对的话语权和定价权，甚至部分能源央企给他们起了一个专业名词：

资源方

3、新能源项目的竞争者

目前工商业分布式光伏，在京津冀、珠三角、长三角等“负荷中心”地区，已经进入红海竞争模式：

良好的客户关系之外，在相对透明的建设成本之上，剩下的只有“折扣价格”，锚定当地平均零售电价，并在此基础上打折。

当然目前更简单粗暴的竞争手段是：基于合同期内的年发电成本，叠加收益率，给出一个“爽快的”一口价。

某个长三角MW级工商业光伏的潜在业主说：

今天这个打招呼，明天那个领导来说，一样的原材料，很多都是国有投资方背景，

我们最后主要考虑就是价格。

因此结论就是：工商业分布式光伏投资者，在激烈的市场竞争中，正逐步丧失定价权。

提高收益率需求，催生光储一体化设备

投资方的议价空间，被市场和客户挤压，导致定价能力逐步降低。

为了提高收益，需要增加消纳率，并获得一部分价差套利空间，所以出现了“光储一体化”的趋势。

这种趋势又分为“小一体化”和“大一体化”。

小一体化，主要是以“光储一体化设备”的方式，在并网环节实现光储融合，比如光储一体逆变器、光储一体并网柜等。

这类产品形态主要出现在户用光伏，以及部分源网侧储能领域，以集成一体化方式，降低造价，增加产品功能，提高收益率。

大一体化，就是实现“光-储-充-荷”一体的工商业微电网系统。

光储一体化的工商业微电网系统，新的收益模式

巅峰认为，在工商业分布式领域，光储一体化主要体现为工商业微电网系统，而不是一种光储一体化设备。

工商业微电网系统的出现，代表了一种新的分布式能源定价和收益模式，也隐含了新的商业模式。

通过引入储能这个变量，并与市场化售电结合，才能提高工商业分布式光伏的收益率，以及相应的议价能力。

从实际的情况来看，不少新能源投资企业，正积极布局储能投资。

但增加储能投资后，被投资的主体发生变化，不仅是单一的“资产项目”，而是一个“1+1>2”的“微电网系统”。

在工商业领域中，系统级别的光储一体化收益率怎么算，成为一个很大的困扰。

因为变量太多：比如这家企业的负荷曲线是否变化？增加储能以后，在中午谷段（或平段）的充电价格，是按照市场价格还是按照光伏售电价格？用电企业的售电合同里，偏差承担的方式是否影响光储的投资收益？

对投资方来说，光储一体化的收益率计算无非两个：

1、单独计算模式

单独计算光伏系统投资收益模型，与储能系统投资收益模型，采用最简单的单一（或分时段）电价，确定两套投资模型，最后收益率相加。

这种模式对工商业用户以及投资商而言，整体收益率可能无法反映真实情况，甚至算不过来。

2、综合计算模式

按系统整体测算，综合考虑批发价格、零售价格、负荷曲线、光伏曲线、储能曲线，形成综合测算。

采用综合计算，一种可能的结果是：变量太多，且不确定情况太多，导致合同价格无法确定。

所以需要形成新的定价模式，以及相应的收益模型，才能适应较为复杂的工商业微电网系统投资、运营需求。

工商业微电网系统，一种基于运营的新收益模型

于是就有了一种新的收益模型。

当光伏-储能-新型负荷被耦合到一起，任何一种单一的投资-收益模型都无法测算整体收益率。

如果再叠加电力交易，在批发端和零售端的价格不确定，以及需求响应等政策因素，我们认为，传统的新能源固定资产投资模型已经不再适用。

需要从运营的角度，去形成一种新的收益模型，并且从风险的角度，把工商业分布式投资分拆成两种不同的收益类产品。

1、低风险的固定收益类产品

即按照确定收益率（主要考虑融资成本、融资规模、回报率要求、风险偏好等），加上可预期的固定成本（比如资产折旧、运行维护、可预见的交易成本&价格、可预测的需求等），形成固定资产类的投资收益测算。

这部分是1+1=2的测算模型，适合于国央企、银行、上市公司等低风险投资者。

2、高风险的变动收益类产品

由于工商业微电网系统在运行期的不确定性，来自于宏观、中观、微观等各个方面，比如宏观的天气、电力供求关系、能源政策、政经形势等；中观的电网建设、电源建设、电力市场价格与政策、上游燃料价格等；以及微观的售电合同价格、企业用电曲线变化、售电公司的批发侧交易价格、外部补贴变化等。

因此需要有一种商业模式去形成一种变动收益类产品，以“高风险-高收益”的方式激励市场实现这类产品的开发和运营。

从这个角度说，未来工商业分布式项目，会有一种“微电网能源运营商”的角色出现，一方面受托运行光储充等各类资产，为固收类投资方提供保底收益率；另一方面，它们基于数字化、运行管理、营销服务等能力体系建设，运营多个微电网系统，承担项目的波动性风险，并获得超额收益。

工商业新能源，投资与运营主体的分离

巅峰认为，工商业新能源在引入了“市场化价格”，和“储能”这两个关键变量后，微电网系统级的复杂性进一步提升，将会导致“低风险投资”和“高风险运营”两类主体呈现分离的趋势。

大规模的工商业新能源项目开发，会由低成本资金驱动的投资方承担，类似房地产开发企业，负责重资产的投资，与低风险、低收益的固定回报。

而“光-储-充-荷微电网系统”的投后管理，可能交给一个专业的运营商承担，运营得越好则变动收益越高，但也承担各类不确定带来的风险亏损，类似物业公司。

从房地产行业的趋势看，优质运营环节的稀缺性，是大于房地产开发环节的，比如物业公司的市值可能超越房地产投资公司。

从新能源产业来看，在新项目开发环节出现的红海竞争格局，说明投资能力过剩；

在存量资产环节，现货市场新能源出清带来的负电价和零电价，以及不少省市出台“分布式新能源配储”政策，说明大量存量项目存在消纳问题，也逐步出现过剩的局面；

当上游的资源出现各种产能过剩，运营环节将是稀缺的。

谁能在运行期统筹好光储充荷各类资源，实现多项目、多要素的智慧化运营，从简单运维，走向工商业微电网系统的整体运营，不断提升负荷侧资源的挖掘能力和客户粘性，处理好能源消费、光伏消纳、交易优化、微电网安全等多目标运营问题，将是新能源项目的成败关键。

“得运营者得天下”的时代可能来临。

近日，行业关于“明年将有80%的系统集成商倒下”的讨论进行得沸沸扬扬。储能万亿赛道刚起步，却同步迎来行业洗牌，其背后是“青出于蓝胜于蓝”的“新旧交替”还是“大浪淘沙”的实力筛选？

一方面，是关于入局玩家重“量”不重“质”的讨论：

相关数据显示，2022年新增注册储能相关企业3.87万家，是2021年的5.8倍；从总量上看，现存储能相关企业8.9万家；从分类上看，储能系统集成商数量达上万家，可能催生以低质、低价产品捞快钱的无序竞争，破坏行业良性发展。

另一方面，是关于储能系统集成商“生存”问题的讨论：

5月的储能系统（2h）和EPC（2h）的报价均价分别为1.12元/Wh和1.66元/Wh，环比降低14.1%和12.5%；而2022年储能系统（2h）和EPC（2h）的报价均价分别为1.57元/Wh和1.81元/Wh。

储能系统报价持续走低背后，反应了集成商为了拿项目、抢市场，而以低于成本价的价格竞标的不良竞争。不仅如此，下游电站的收益率本身就不高，系统集成商似乎陷入了“中标越多，亏损越大”的死循环中。

此外，储能系统集成商一直以来就存在“入局门槛低”、“毫无技术含量”等质疑，回归本质，系统集成商的竞争力最终还是要落在产品身上，提高系统一致性，最大化发挥系统的规模性能，同时还要关注安全问题。

巅峰储能认为，做好、做优集成只是第一步，现阶段的竞争，已不再是对集成商单一“集成”能力的考验，而是迈向电芯、BMS、PCS、EMS技术、云边端、数字化等差异化竞争，或是对议价能力、资金实力、拿项目能力等综合实力的考验。

据巅峰储能观察，部分储能系统集成商触达电芯制造，如天合储能推出了300Ah、306Ah储能电芯、如阳光电源与兰钧新能源联合研发的314Ah电池。

依托“3减1补1智造”技术不断提升产品性能，天合储能在今年成功开发出306Ah 12000次循环长寿命“天合芯”，并应用于Trinastorage ELementa万次循环液冷系统，使度电成本降至0.35元以下，与上代相比降幅高达32%。

阳光电源与兰钧新能源在过去一年内在高容量、长寿命产品的合作上取得了突破性的进展，经过持续的研发和创新。5月24日，兰钧新能源正式推出314Ah大容量、长寿命储能电芯，未来将配套阳光电源储能系统。

自研电芯和外采电芯的系统集成竞争，究竟有何差异？

巅峰储能与多方行业人士讨论认为，自研电芯的系统集成商的优势在于，其设计体系较为统一，能极大发挥产品性能，保障安全性，且自研自产电芯具有成本优势，还可减小供应上的卡脖子问题。

然而，自研电芯是一门重资本、重技术的生意，入局其中需要保持谨慎的态度。

在此情况下，外采电芯可以节省技术研发、厂房搭建、设备采买等前期筹备，对于初创储能系统集成企业来说是一本十分划算的“经济账”；而发展较为成熟的系统集成商选择与实力强劲的电池企业进行深层次的合作研发，更是可以达到1+1>2的效果。

此外，也有一批储能系统集成商选择了集合3S研发、软件开发、深研算法、锻造数字化等方面提升自身的差异化实力；亦或是面向不同场景，结合源网侧、用户侧项目推出创新性产品及综合解决方案。

具体来看，“2022年储能系统全球市场出货量TOP15”中表现不俗的采日能源，已经从储能系统集成商的角色转向云边端等技术、软件层面的重新整合，其董事长李峰表示：“经验、数据、算法是储能市场未来的核心。” 

对此，采日能源锚定虚拟电厂技术，推出VPPReady平台及VPPReadyBOX，构筑储能设备+安全管理及运营的综合实力，产出更高的附加值。

巅峰储能认为，通过算法深层次的不断验证、不断修复，才能最大效率地保障安全，以数字化运维切入，采日能源已从单纯的系统集成商转型为一家技术型的储能公司。

除数字化能力之外，亦有凭借丰富的电力电子和电网技术经验构筑差异化实力的储能系统集成商。其中，阳光电源在系统领域首次提出电网支撑“干细胞电网”技术，该技术可以实现电力电子、电化学和电网支撑技术的深度融合。阳光电源“干细胞电网”技术主要用于电网支撑，构网型控制技术是其中重要组成之一，可广泛应用于能源基地、柔性输电、孤岛供电、终端用能等场景中，提高储能系统强度、完成黑启动恢复电网供电、提升辅助收益，助力新型电力系统稳定运行。

为支撑新能源发展、便于电网统一调度管理，青海、山西、安徽等不少省份开始探索共享储能电站模式，尤其是湖南、山东两省的共享储能电站建设已行驶在“快车道”。

“共享储能”是一种新型的电网侧储能商业模式，通常指布局在电网关键节点，服务于区域内所有电力市场参与方的独立储能电站。

其背后有两个关键属性——“共享”与“独立”。

“共享”是指储能电站不局限于服务单一的发电/用电方，而是将储能设施开放给多个用户使用。储能设施的使用权和收益权被分割为多份，不同用户可以根据自己的需求和能力购买相应的份额，通过精细的调度管理和灵活的交易机制，各取所需，实现多方共赢。

“独立”是指储能场站由独立第三方投资、建设、运营，并以独立身份参与电力市场交易。

国家发改委、能源局在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中对独立储能的定义为“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目”。

相比于传统的服务于单一主体的储能模式，“共享储能”有着诸多优势。首先，“共享”这一属性极大地提升储能设施利用率。储能场站在同一时间段内可服务于多个电力市场主体，在很大程度上避免了设施的闲置浪费，在提高项目收益水平的同时，也能够为用户提供更具有价值的电力市场服务。

对于新能源场站而言，可通过简单的容量租赁模式实现新能源配储，而无需在昂贵的储能设施建设方面进行过多投入。其次，“独立”属性使得储能设施不再与单一主体、单一目的绑定，使其在参与新能消纳之余，还可以提供调峰、调频等电网辅助服务。储能场站可以采用更加精细、复杂的运营策略，进一步拓宽了营收渠道，丰富了储能的价值。

“独立”还意味着储能场站可以以独立的身份参与到电力市场交易当中，独立自主地与电网以及其他客户交易、结算，而无需依附于第三方主体，可极大简化交易流程，降低结算风险与现金流压力。

除此之外，共享储能还具备灵活性的优势，可以根据需要进行灵活的容量扩充或缩减，以满足不同场景下的需求，可以更加适应复杂多变的电力市场环境。共享储能也将分散在电网各处的零散储能资源化零为整，极大降低了电网的调度压力。

“共享储能”这一概念最早于2018年由国网青海省电力公司提出，并在2019年颁布的《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》中明确规定共享储能可作为独立主体参与市场交易，成为我国首个允许共享储能进行市场化交易的区域电力市场。

2021年7月，国家发改委、国家能源局在联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出“明确新型储能独立市场主体地位，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场，鼓励探索建设共享储能。”这是共享储能这一概念首次出现在国家层面的政策当中，明确要求加快推动共享储能参与市场以及加快建设各类市场配套机制，为共享储能的发展注入了强劲动力。

图：各地区共享储能相关政策

截至目前，已有山东、湖南、青海、辽宁、安徽、河南、浙江、山西、云南、广西、内蒙古、宁夏、甘肃、河北、新疆等超过十五个省份与地区出台了有关共享储能的政策，共享储能模式在全国得到广泛推广。各地区共享储能政策规定的市场规则以及覆盖的服务类型在底层逻辑上相似，但是政策细节与执行方式差异较大。

当前行业的普遍观点是，共享储能应采用以容量电价收入托底，容量租赁与调峰辅助服务为主，调频辅助服务、峰谷套利等其他营收为辅，多渠道营收的商业模式。

图：“共享储能”商业模式