中德用戶側儲能發展現狀及經濟性對比

張 興 1，黃 輝 2，岳 芬 1

(1.中關村儲能產業技術聯盟，北京 100190；2.自然資源保護協會，北京 100026)

摘要：目前，用戶側儲能主要包括家用儲能和工商業儲能。德國、中國是用戶側儲能裝機規模排名前兩位的國家，前者以戶用儲能為主，后者以工商業儲能為主。能源危機與高企的居民零售電價、穩定的光儲補貼政策推動德國屋頂光伏需求高增長，進而帶動戶用儲能滲透率的提升，德國家庭安裝儲能主要是為了提高光伏發電自用率和家庭用電自給率。中國城市人口聚集居住，居民電價以單一固定電價為主，戶用儲能缺乏大規模發展的必要性和條件。隨著分時電價機制的逐漸完善，執行峰谷分時電價的工商業用戶配置儲能具有良好的經濟性。與德國戶用儲能相比，國內工商業儲能初始投資成本更低、收益更好，但同時也存在收益不確定性高、用戶篩查成功率低、參與需求響應和輔助服務存在障礙、現有儲能技術難以滿足用戶多樣化需求等問題。可以從拓展收益來源、開辟應用新場景、加大其他新型儲能技術的研發及應用力度、推動分布式儲能聚合技術研發及示范應用等方面來促進中國用戶側儲能的發展。

關鍵詞：用戶側儲能、工商業儲能、戶用儲能、光伏發電、分時電價、經濟性

1.前言

目前，國內外對用戶側儲能尚無統一定義。美國儲能協會(ESA)將儲能分為表前(FrontoftheMeter，FTM)儲能和表后(BehindtheMeter，BTM)儲能，BTM儲能連接在商業、工業或住宅用戶的公用事業電表后面，主要目的是節省電費，可認為是用戶側儲能。我國按照儲能在電力系統中的應用環節不同，可以分為電源側、電網側和用戶側儲能三類，用戶側主要為用戶表計之后配置的儲能。

針對用戶側儲能的商業模式和經濟性，國內外開展了一系列研究。文獻針對用戶側儲能的技術需求、接入配置、投資運營模式、獲利途徑、商業模式等進行了研究。目前，用戶側儲能以鋰電池儲能為主，由于初始投資成本較高，回收期較長，國內外對共享模式也開展了較多研究。文獻闡述了云儲能的基本理念和研究框架、方向與關鍵技術；文獻給出了云儲能的定義并詳細闡述了云儲能基本商業模式；文獻針對用戶側共享儲能的經濟調度、投資決策、優化配置進行了研究。

用戶側儲能主要包括工商業用戶側儲能和居民用戶側儲能，國內用戶側儲能以工商業用戶為主，功率容量裝機占比接近80%；國外以居民用戶為主，以戶儲裝機最大的德國為例，功率容量裝機占比超過95%。當前，關于用戶側儲能商業模式及經濟性的研究主要在國內，國外的相關研究較少。德國是家庭戶用儲能的典型代表，在這個細分領域累計裝機規模位居全球第一。另外，德國戶用儲能有權威的統計來源，德國聯邦網絡局于2019年建立了一個數據庫，對于新建電池儲能系統有強制注冊要求，儲能裝機數據公布及時、透明。選取德國，對比分析其與國內用戶側儲能發展推動力、模式及經濟性的差異，能夠給國內用戶側儲能的發展提供經驗與借鑒，對未來國內用戶側儲能發展模式的衍變，以及參與電力市場具有一定的參考意義。

2.中德用戶側儲能發展現狀

2.1中國用戶側儲能發展現狀

截至2022年底，國內已投運用戶側儲能項目累計裝機規模2276MW，過去5年年均復合增長率為58%，如圖1所示。用戶側儲能以工商業用戶為主，江蘇、浙江等省領銜中國用戶側儲能市場。2012～2019年的8年間，國內用戶側新型儲能市場累計功率裝機市場份額基本都在50%以上，近3年隨著國內大型儲能電站的快速發展，用戶側儲能裝機占比逐年下降，2022年已下降到17%。

2.2德國用戶側儲能發展現狀

國外用戶側儲能以戶儲為主，歐洲已經成為全球最大的戶用儲能市場。截至2022年底，德國安裝的戶用儲能大約為65×104臺，總容量為3098MW/5495MW·h，如圖2所示。

德國戶用儲能幾乎全部采用鋰離子電池儲能技術，占比超過98%。平均功率為5.3kW，10kW·h以上的儲能設備所占總安裝份額的比例越來越大，約為37%，而大部分儲能設備的規模仍然介于5～10kW·h之間，約占56%。

3.中德用戶側儲能關鍵驅動因素

3.1中國用戶側儲能發展驅動因素

中國新型儲能的發展最早就是從用戶側開始。國內大部分地區的工商業用戶均實施兩部制電價，對于工商業用戶，儲能可降低用戶的尖峰功率以及最大需量，可將用戶高峰時段的用電量平移至低谷時段，起到降低基本電費和電量電費的作用。近兩年，用戶側儲能快速發展，主要得益于分時電價機制和補貼政策。

2021年8月，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，從總體要求、優化分時電價機制、強化分時電價機制執行、加強分時電價機制實施保障四個方面，提出進一步完善我國分時電價機制的總體思路和具體措施。根據中關村儲能產業技術聯盟的統計，2023年1～6月，全國共有19個地區最大峰谷價差超過0.7元/(kW·h)，廣東價差最大，達到1.352元/(kW·h)。各地價差持續拉大，推動了用戶側儲能安裝量的上升。

補貼政策是激勵用戶側儲能大量安裝的另一抓手。已發布的政策包括投資補貼、放電量補貼、容量補貼等多種形式，以廣東、江蘇、浙江等省的補貼政策數量最多。

3.2德國用戶側儲能發展驅動因素

高企的居民零售電價、持續下降的戶用光儲成本、不斷退坡的分布式光伏上網電價補貼和長期穩定的光儲補貼政策，是德國戶用光儲市場快速增長的主要推動力。

在零售電價方面，根據德國能源和水工業協會(BDEW)的數據，過去十幾年，居民電價呈上漲趨勢，2022年超過40歐分/(kW·h)，如圖3所示。

戶用光儲成本方面，根據SolarPowerEurope的數據，近年來德國光儲系統度電成本(LCOE)不到零售電價的一半，如圖4所示。

2000年，德國制定了第一部《可再生能源法》，確定了以固定上網電價(FeedinTariff，FiT)為主的可再生能源激勵政策。隨著技術進步和市場競爭的加劇，光伏電站投資成本不斷降低，加之德國政府意在鼓勵光伏自發自用，因此固定上網電價也逐年下調，目前10kWp及以下的戶用光伏上網電價為8.6歐分/(kW·h)。

光儲補貼政策方面，德國分別在2013年、2016年提出兩輪德國復興信貸發展銀行(KfW)光儲補貼計劃，為配置戶用儲能的家庭提供低息貸款，并提供最高30%的直接安裝補貼。德國各州政府出臺多種優惠政策，如允許購置戶用儲能設備成本用于抵免個人所得稅或直接獲得補貼等。

盡管增加儲能會降低戶用光伏經濟性，但近兩年歐洲能源供給形勢嚴峻，保障用電安全已經逐漸成為德國居民用電考慮的優先事項。

4.用戶側儲能經濟性對比

4.1中國工商業儲能經濟性測算

用戶側儲能項目建設成本高昂，投資回收期相對較長，收益較低，一般電力用戶不會直接投資，而是采用委托專業化的第三方公司代理運營儲能的方式，與其簽訂能源管理合同。

儲能運營商作為儲能投資方，占用用戶的場地資源建設和運營儲能系統，實現多重收益。國內工商業用戶多采用兩部制電價，即基本電價和電度電價，儲能可以幫助用戶減少基本電費和電量電費，其中減少電量電費為主要收益。除上述收益外，儲能還可提高用戶電能質量和供電可靠性等，因難以定量測算，因此在用戶與儲能運營商的能源管理合同中一般不體現這部分收益。另外，在技術和市場機制具備的情況下，儲能還可以通過聚合方式參與需求側響應和輔助服務市場。儲能運營商和用戶按照一定比例對收益進行分成。

4.1.1經濟性測算

以浙江省某110kV大工業用戶為例，假設建設10MW/20MW·h的儲能系統，根據浙江大工業用戶電價時段設定情況，采取每天“兩充兩放”策略。結合目前大多數項目的實際收益情況，只考慮電量電費節省一種收益，假設條件及計算結果見表1。

在上述假設下，浙江110kV大工業用戶投資儲能系統平均每年節省電費728萬元，投資回收期為5.6年，內部收益率為11.8%。

4.1.2敏感性分析

分析儲能項目單位容量投資對于經濟性的影響，見圖5。單位容量投資在1400～1800元/(kW·h)之間變動時，內部收益率在8.8%～15.5%之間變動。浙江不少地市出臺了按初裝容量或放電量補貼的政策，考慮補貼收入，用戶側儲能項目經濟性將進一步提升。

4.2德國戶用儲能經濟性測算

德國戶用儲能裝機量與戶用光伏滲透率高度相關，德國家庭安裝儲能主要是提高光伏發電自用率和家庭用電自給率。售電電價越高，屋頂光伏上網電價越低，安裝儲能的預期收益就越好。

4.2.1經濟性測算

以德國一個典型的四口之家為例，安裝一個輸出功率為4kW的屋頂光伏系統，全年發電量預計約4000kW·h，大致相當于該家庭的年平均用電量。盡管總發電量幾乎與用電量完全對應，但是光伏發電自用率和家庭用電自給率僅約20%。假設配備4kW/6kW·h儲能系統后，可將光伏發電自用率和家庭用電自給率分別提升到70%、60%。用電價格取2022年底德國家庭電價0.4007歐元/(kW·h)，光伏上網電價取0.086歐元/(kW·h)。假設條件及計算結果見表2。

在上述假設下，光伏系統的投資回收期為10.3年，25年使用周期的內部收益率為8.8%。光儲系統的投資回收期為14.2年，25年使用周期(第11年更換一次電池)的內部收益率為6.5%。

4.2.2敏感性分析

分析儲能電池單位容量投資對項目經濟性的影響，見圖6。電池單位容量投資在600～1000歐元/(kW·h)之間變動時，屋頂光伏配置儲能的內部收益率在4.4%～9.2%之間變動。

4.3中國與德國用戶側儲能經濟性對比分析

在初始投資方面，中國電池儲能初始投資成本遠低于德國。2023年上半年，中國單位容量電池成本約在600元/(kW·h)左右，而德國超過600歐元/(kW·h)。

收益方面，中國工商業儲能收益水平主要取決于峰谷價差，0.8元/(kW·h)的價差，“兩充兩放”情況下能獲得10%以上的收益率；德國光儲收益水平主要取決于居民用電電價，0.4歐元/(kW·h)的電價能獲得6.5%左右的收益率。

同德國戶用儲能相比，國內工商業儲能收益更好，但同時也存在著收益不確定性高、用戶篩查成功率低、參與需求響應和輔助服務市場存在障礙、現有儲能技術難以滿足用戶多樣化需求等問題，具體如下：

①影響項目收益的不確定性因素較多。

中國工商業用戶采用目錄分時電價機制，該機制對用戶側儲能的發展起到了重要的推動作用，但仍屬于政府定價范疇。隨著工商業用戶全部進入電力市場，政策形成的分時電價機制有望向市場化價格機制轉變。現有的分時電價機制、工商業用戶的用電規律存在較大的不確定性；多數工商業用戶由發電企業或售電公司代理購電，未來售電合同約定的電費結算方式、偏差承擔方式也存在不確定性。

②用戶篩查成功率低，無法簡單地進行大規模復制。

從商業模式復制的難易程度上來看，德國戶用儲能更具競爭力。在新的屋頂光伏登記中，近75%的用戶表示光伏與儲能將會一起安裝。而國內工商業儲能滲透率較低，這與用戶用電曲線、本地峰谷電價差、安裝場地、用戶安裝意愿等多個因素相關。理想的用戶側儲能業主應具備以下幾個特點：穩定的、長期的電費支付能力，24h用電負荷波動大，用電量大而且當地平均峰谷價差超過0.7元/(kW·h)。根據企業實際項目開發經驗，用戶側儲能項目開發成功率低。

③用戶側儲能參與需求響應和輔助服務存在障礙。

當前實際投運用戶側儲能項目難以獲得需求響應和輔助服務方面的收益。一方面，由于用戶側儲能參與電力市場的規則細則尚未制定或不明確，投資方并不太熟悉需求響應或輔助服務的規則和流程；另一方面，用戶側儲能必須綁定用戶共同參與，涉及到與業主收益分成的溝通。另外，參與需求響應和輔助服務對儲能系統的數據采用、電量計量、EMS功能提出了更高的要求。

④鋰離子電池儲能難以滿足眾多用戶側應用場景對儲能技術的多樣化需求。

中國用戶側儲能以鋰離子電池和鉛酸電池為主，截至2022年底，鋰電池功率占比79.5%，儲能時長以2h為主；鉛酸電池功率占比14.1%，儲能時長以4～8h為主。德國以磷酸鐵鋰電池為主，截至2022年底，鋰電池功率占比達98%以上，儲能時長接近1.8h。但我國偏向于高安全、占地少、更長時長儲能技術的應用場景也在陸續出現，例如，用戶側儲能主要集中在江蘇、浙江、廣東等經濟發達省份，土地資源稀缺，對占地面積更小的儲能技術有一定需求；石油、化工、礦山等大工業用戶出于安全考慮，更傾向于選擇安全性更高的儲能技術；從未來時長需求上看，迎峰度夏(冬)期間，工商業存在長時間停電風險，部分高附加值用戶對電價敏感度低，4h以上的儲能技術有應用空間。

5.用戶側儲能發展建議

①拓展用戶側儲能收益來源。

用戶側儲能存在收益模式單一的問題，價差套利是目前用戶側儲能主要的收益來源。受限于負荷數據采集精度和預測技術，大部分情況下難以獲得減少用戶最大需量收益。參與需求側響應、輔助服務市場，仍面臨缺乏市場主體身份、不具備計量控制條件等問題。建議大力培育負荷聚合商、虛擬電廠等新興市場主體，推動用戶側儲能獲取更多市場化收益。

②挖掘不同用戶對儲能的需求，拓展用戶側儲能應用新場景。

用戶側儲能應用場景眾多，包括家用儲能、工業園區、分布式新能源、微電網、大數據中心、5G基站、充電設施等，不同場景對儲能需求存在較大差異，如降低用電成本、保障可靠供電、提高電能質量、提高綠電消費占比等。家儲、工商業儲能是目前的主要場景，其他場景還處于示范階段，技術和商業模式尚未成熟，應加大新場景的應用挖掘。

③加大鋰電池以外的新型儲能技術路線的研發及應用力度。

目前，用戶側儲能以2～4h的鋰電池儲能為主，難以滿足部分用戶對高安全、長時儲能的應用需求。聯合產學研力量，開發高安全、低成本、長壽命的儲能技術路線，重點推動鈉離子電池、新型鉛酸電池、液流電池等技術的示范應用，從而滿足未來不同類型用戶的差異化應用需求。

④推動用戶側分布式儲能聚合技術研發及示范應用。

用戶側儲能點多面廣，單個項目容量小，難以直接接受電網調度和獨立參與電力市場。研究規模化分布式儲能系統不同應用場景下參與電網調度的聚合方案，探索分布式儲能與其他分布式資源高效協調運行的技術解決方案，可推動虛擬電廠、多能互補一體化、光儲充一體化等新形態儲能的商業化應用。