中國儲能網(wǎng)訊：市場邏輯變了，“低價鯰魚”要變成“價值鯰魚”才能在競爭中取勝
儲能的“低價鯰魚”沒有價格下限
所謂“低價鯰魚”，是指行業(yè)里的某些企業(yè)，通過低價手段參與市場競爭，影響其他企業(yè)不得不降價，通過打價格戰(zhàn)獲得一定的市場份額。
“低價鯰魚”在儲能行業(yè)并不少見。
今年是工商業(yè)儲能的爆發(fā)元年，相較于源網(wǎng)側(cè)大型儲能電站，工商業(yè)儲能的投入成本與開發(fā)靈活性，對新入局的玩家更友好，所以跨界的、新成立的儲能企業(yè)呈現(xiàn)爆發(fā)式增長。有業(yè)內(nèi)人士指出，當前，儲能產(chǎn)業(yè)企業(yè)數(shù)量高達8.9萬家，僅2022年就新增3.9萬家。
對手暴增，如何取勝？價格戰(zhàn)或許是最簡單直接且殺傷力極強的手段。
所以，為了搶占儲能行業(yè)的窗口期，有著“低價鯰魚”屬性的企業(yè)層出不窮，影響市場的定價生態(tài)，尤其在位居產(chǎn)業(yè)鏈中游的儲能系統(tǒng)集成領(lǐng)域，更是上演著瘋狂的價格大戰(zhàn)。
儲能產(chǎn)業(yè)鏈
有相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，今年以來，儲能系統(tǒng)的報價就不斷走低。3月，2小時儲能系統(tǒng)加權(quán)平均報價1.35元/Wh，環(huán)比下降6.4%，最低報價達到1.16元/Wh；2小時儲能項目EPC加權(quán)平均報價1.77元/Wh，環(huán)比下降10.43%，最低報價1.50元/Wh。
到了5月，2小時儲能系統(tǒng)加權(quán)平均報價就達到1.115元/Wh，環(huán)比下降14.1%，最低報價達到1.00元/Wh；2小時儲能EPC加權(quán)平均報價為1.655元/Wh，最低報價1.407元/Wh。
儲能系統(tǒng)集成，向上銜接上游廠商，向下打通甲方服務(wù)，是產(chǎn)業(yè)鏈最為重要的一環(huán)，同時也承接著上下游的共同擠壓，大量企業(yè)在競爭中價格失守，成為“低價鯰魚”。
2023年至今國內(nèi)儲能系統(tǒng)中標均價變化
穩(wěn)居儲能系統(tǒng)集成行業(yè)前列的比亞迪，在過往發(fā)展中實現(xiàn)了電池電芯、BMS、EMS、PCS等全業(yè)務(wù)制造領(lǐng)域覆蓋，儲能系統(tǒng)基本依靠自主研發(fā)生產(chǎn)，相較于依賴外采的系統(tǒng)集成商們，具備更大的競爭力與議價能力。
然后，在今年7月底公示的“中國能建2023年度磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)集中采購結(jié)果”顯示，比亞迪直接報出了全場最低價，為0.87元/Wh，再次刷新了行業(yè)認知，成為業(yè)內(nèi)又一條巨大的“低價鯰魚”。
比亞迪報價為0.87元/Wh（4小時系統(tǒng)）,全場最低
對于儲能集成商來說，價格貌似沒有最低，只有更低。
即使再優(yōu)秀的企業(yè)，也要活在低價競爭中。
“低價鯰魚效應(yīng)”不斷擴大儲能系統(tǒng)集成痛到頂點
事實上，儲能行業(yè)的價格戰(zhàn)從2018年到現(xiàn)在一直存在，而價格戰(zhàn)，無疑是刺傷自己，同時也刺痛行業(yè)，在儲能集成的價格戰(zhàn)背后，又潛藏著哪些尖銳的刺？
扎向儲能集成的第一根刺：激烈的競爭與少量的份額
就目前的市場現(xiàn)狀來看，儲能系統(tǒng)集成的市場增量，遠遠跟不上新增企業(yè)的數(shù)量。
據(jù)巔峰測算，雖然今年國內(nèi)儲能市場同比增長200%，但市場主體卻增長了5.8倍。如果再根據(jù)機構(gòu)預(yù)測，今年新型儲能市場規(guī)模有望突破480億元，那么平均分給市場上10000多家儲能集成商后，每家企業(yè)實際到手的蛋糕少得可憐。
實際情況往往更糟。行業(yè)發(fā)展至今，已經(jīng)形成了一定的市場格局，少數(shù)頭部企業(yè)已經(jīng)贏得了市場份額的大多數(shù)，所以分到大量中尾部企業(yè)手里的蛋糕，可能已經(jīng)食不果腹。
扎向儲能集成的第二根刺：低價的中標與艱難的盈利
有業(yè)內(nèi)人士分享，儲能系統(tǒng)集成現(xiàn)階段的競標價格經(jīng)常低于成本價，很多人已經(jīng)不談項目盈不盈利了，更多的是與同行比拼自身資金的實力與應(yīng)對市場的耐力。
那么在耐力大比拼之下，儲能集成商的盈利情況究竟如何？近期，國內(nèi)出貨量排名第一的儲能系統(tǒng)集成商海博思創(chuàng)正式遞交招股書，擬在科創(chuàng)板掛牌上市。招股書中顯示，即便是連續(xù)三年位列國內(nèi)儲能裝機量第一的海博思創(chuàng)，營收持續(xù)高增長，但2020年的凈利潤率為負值，2021-2022年轉(zhuǎn)正后也僅為個位數(shù)。
行業(yè)第一，賺錢也難，那大多數(shù)企業(yè)正在賠錢賺吆喝，還能撐多久？
扎向儲能集成的第三根刺：更高的標準與兩難的局面
在儲能慢慢滲透市場的過程中，客戶的喜好與行業(yè)的標準也在悄然發(fā)生變化。
客戶已經(jīng)不單單關(guān)注儲能系統(tǒng)的成本有多高，而越來越注重系統(tǒng)的整體性能與項目的運營效率，與此同時，電網(wǎng)也在不斷提高儲能系統(tǒng)的并網(wǎng)要求，系統(tǒng)的安全性、可靠性等，都在實際落地前一一接受電網(wǎng)的檢驗。
這就使得，那些靠低價中標，在組件上偷工減料的儲能產(chǎn)品，無論在客戶端還是電網(wǎng)端都無法獲得認可，從而陷入進退兩難的局面。
據(jù)一位鋰電智能裝備供應(yīng)商分享，今年儲能系統(tǒng)的終端交付壓力越來越大，常規(guī)的90天交付周期縮短至60天，甚至有客戶提出45天、30天的交付要求。
也有業(yè)內(nèi)人士爆料，某個儲能項目歷時180天，反復振蕩脫網(wǎng)，最后因為系統(tǒng)質(zhì)量不達標，始終沒有成功并網(wǎng)，建成的項目只能閑置處理。
大量的儲能集成商正在與質(zhì)量賽跑、與時間賽跑、與標準賽跑，一刻不得停。
在激烈的競爭中搶奪少量的份額，在低價的中標中艱難的盈利，在更高的標準中左右兩難，扎在儲能系統(tǒng)集成商身上的刺，尖銳且深刻，貫穿業(yè)務(wù)始末，仿佛已經(jīng)痛到頂點。
市場即將大變天“低價鯰魚”就要游不動了
如果價格幾乎成了最重要的競爭維度，那么價格戰(zhàn)的負面效應(yīng)就會集中大爆發(fā)，快速刺激市場走向覺醒，等市場意識到危害將是毀滅性的，那么選擇的維度將發(fā)生偏移，低價的手段會快速走向失效。
一般情況下，深陷價格戰(zhàn)的企業(yè)，很難抽出精力去實現(xiàn)技術(shù)的創(chuàng)新，產(chǎn)品的迭代，而市場的邏輯永遠是價值交換，價格戰(zhàn)帶不來價值，帶來的只會是更低端的產(chǎn)品，更缺乏價值的企業(yè)。
有業(yè)內(nèi)人士分享，2023年開年以來，儲能產(chǎn)品確實同質(zhì)化明顯加劇。大多數(shù)廠家只做到了表面，沒有去深挖核心技術(shù)，80%的儲能集成商熬不過今年。
這也意味著，低價競爭的分水嶺即將出現(xiàn)，大部分企業(yè)將被價格戰(zhàn)拖垮，市場上只會留下一批真正具備核心競爭優(yōu)勢的企業(yè)。
除了市場規(guī)律的加速淘汰，實際上，儲能中標邏輯也已經(jīng)悄然發(fā)生改變。
對于客戶而言，隨著宏觀政策與電網(wǎng)系統(tǒng)的深度變革，儲能已經(jīng)從企業(yè)的“保健品”轉(zhuǎn)變成“必需品”，那么客戶選擇儲能產(chǎn)品的邏輯也將發(fā)生改變。
就像是一個家庭選擇購買電視機，對于一個有著高達十年長使用壽命的產(chǎn)品，人們看重的已經(jīng)不單單是價格維度，更多的是它的整體性能。
儲能也一樣，隨著市場的演變，具備綜合性能優(yōu)勢才是立足市場的關(guān)鍵。
這些也將倒逼儲能集成商，擺脫低價競標的依賴，轉(zhuǎn)而進行價值競爭。與此同時，狂熱的“低價鯰魚”會慢慢走向冷靜，回歸產(chǎn)品，回歸企業(yè)，甚至蛻變成“價值鯰魚”，通過構(gòu)建企業(yè)的綜合實力，推動行業(yè)良性發(fā)展。
對于政府來說，儲能可以成為新的“GDP引擎”。目前已經(jīng)有很多地方政府像十年前寄希望于房地產(chǎn)行業(yè)一樣，把經(jīng)濟增長的寶壓在了儲能行業(yè)，通過成立或支持綠色能源公司，實現(xiàn)整個區(qū)域的綠色發(fā)展，成為推動儲能的主力軍。
在此背景下，政府選擇儲能設(shè)備合作商，不會側(cè)重于價格維度，而更多的是以“為當?shù)貛硇б妗睘楦?。那么儲能集成商的競標邏輯也變了，需要更聚焦于產(chǎn)業(yè)的實力、規(guī)模與盈利能力，并放眼儲能的未來，待電力市場完全放開時，以更優(yōu)的儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命、充放電效率等價值，為企業(yè)筑牢競爭壁壘，在政府標的競標中獲得更大的勝率。
無論如何，籠罩在儲能集成上空的烏云正在消散，市場的邏輯正在轉(zhuǎn)變，“低價鯰魚”就快要游不動了。也正在此時，真正的競爭才剛剛開始。
巔峰儲能看了一些工商業(yè)儲能的盈利模式分析，認為至少有7種盈利空間，看上去似乎很美好，但是有兩方面的問題：
問題一、每種盈利模式都存在不確定性
需要綜合考慮現(xiàn)場各方面情況，并不存在一種類似于分布式光伏的確定性的盈利模式，來計算長期收益率（比如屋頂租賃、或者自發(fā)自用EMC等）：
一、峰谷套利
在谷段電價充電，在峰段甚至尖端放電，賺取峰谷價差。
這是工商業(yè)儲能的最基礎(chǔ)盈利模型，存在兩點不確定性：
1、峰谷電價的不確定性
（1）短期電價不確定性可能與氣溫相關(guān)：比如廣東省峰谷電價，在7、8、9三個月之外，如廣州最高日氣溫達到35度及以上，每天11-12時、15-17時，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮25%。
（2）長期不確定是未來電力市場化以后，批發(fā)側(cè)的現(xiàn)貨價格與零售端合約電價之間的傳遞關(guān)系，甚至每個售電公司與每個電力用戶，每年簽訂的售電合同約定的電價和電價時段、偏差承擔方式都會不一樣。
（3）中長期來看，峰谷時段和峰谷電價的政策性變化也存在較大的不確定性：比如某些地方晚間23點出現(xiàn)用電高峰，原因是電動車集中充電，未來這個時段存在電價上漲壓力。
2、充放電需求的不確定性
工商業(yè)用戶的用電規(guī)律存在較大的不確定性，比如某儲能項目，在規(guī)劃時按照一天兩充兩放設(shè)計，但是該企業(yè)可能未來幾個月中，因為趕制某批次急單，晚班滿負荷生產(chǎn)，導致儲能無法滿充，直接影響當年收益率。
用戶負荷的不確定性，無論是負荷的增加、負荷的減少、用戶負荷曲線的峰谷時段變化，都與儲能的收益率密切相關(guān)，這都無法通過鎖定合約時段和價格去規(guī)避風險。
所以這也需要儲能系統(tǒng)獲取負荷側(cè)數(shù)據(jù)，并進行EMS的動態(tài)優(yōu)化。
二、新能源消納
通過光儲一體化，增加新能源消納率，但也大大增加了儲能和光伏項目的變數(shù)。
1、儲能充電價格如何計算
比如分布式光伏的售電價格，如果按照之前的目錄電價打折計價，那么儲能在光伏發(fā)電時段的充電價格如何計算？
有可能在這個時段的市場電價是谷段價格（考慮網(wǎng)側(cè)負荷的“澡盆曲線”，以及由此帶來的現(xiàn)貨零電價、負電價時段），那么儲能用光伏電并不經(jīng)濟，這又涉及到儲能、光儲、售電三者合約的價格關(guān)系問題。
2、儲能的EMS是否具備動態(tài)優(yōu)化能力
光伏每日的發(fā)電曲線并不固定，則儲能的充放電控制無法做到固定策略，必須根據(jù)光伏預(yù)測曲線實時調(diào)整，儲能EMS如果沒做到光-儲-荷一體化，是無法進行動態(tài)優(yōu)化的。
據(jù)我所知，目前大部分的儲能EMS，還只是EMS系統(tǒng)里最基礎(chǔ)的監(jiān)控功能，較為高級的分析、預(yù)測、優(yōu)化算法并不成熟。
三、配電增容
用戶原申請的配電容量無法滿足生產(chǎn)需求時，儲能可以在短期內(nèi)避免變壓器和線路的超容運行，減少擴容需求。
但是這又涉及到儲能的運行監(jiān)測問題，目前儲能EMS大多數(shù)并不接入用戶變壓器和進出線的的運行數(shù)據(jù)，甚至大量企業(yè)自己都未對配電系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)進行采集和管理。
同時，儲能EMS也需要調(diào)整現(xiàn)有固定的控制策略，實現(xiàn)變壓器、線路在過載運行時段的動態(tài)放電控制。
四、容量管理
對于已經(jīng)按照最大需量進行計費的電力用戶來說，儲能可以實現(xiàn)最大需量（按15分鐘計量的月度最大負荷）的削峰，與配電增容類似。
同樣存在監(jiān)測數(shù)據(jù)接入，和運行控制策略的動態(tài)化、個性化調(diào)整問題。
五、需求響應(yīng)
各地都出臺了需求響應(yīng)的補貼政策，儲能可以作為需求響應(yīng)的工具，在需求響應(yīng)時段實現(xiàn)削峰填谷，并獲取補貼，以提高收益率。
目前以項目為單位投資的儲能設(shè)備，如何參與需求響應(yīng)，存在兩方面問題：
1、如何測算和參與
投資方并不太熟悉需求響應(yīng)的規(guī)則和流程，還是按照分布式光伏的“自發(fā)自用”模式在設(shè)計項目合同，這部分收益如何測算？
2、儲能EMS的交互能力不足
對儲能系統(tǒng)的EMS提出了更高的要求，不僅要實現(xiàn)本地的控制策略，還要疊加一層外部交互的策略，并且這兩層策略之間還需要耦合優(yōu)化，所以需要實現(xiàn)虛擬電廠EMS、用戶微電網(wǎng)EMS、儲能EMS的雙層耦合，儲能EMS自己無法解決外部性控制的需求。
六、電力輔助服務(wù)
分布式儲能如何參與電力輔助服務(wù)，涉及到兩類產(chǎn)品的設(shè)計：
1、儲能作為調(diào)峰資源如何參與
分布式儲能如果作為一種調(diào)峰資源，是不是在未來的輔助服務(wù)市場里出清，涉及到輔助服務(wù)市場的產(chǎn)品設(shè)計，以及與現(xiàn)貨市場、需求響應(yīng)政策的銜接，還是未知數(shù)。
2、儲能作為調(diào)頻資源如何參與
分布式如果作為配電網(wǎng)的調(diào)頻資源參與輔助服務(wù)，目前的省級集中的輔助服務(wù)如何納入配電網(wǎng)與分布式這一側(cè)的交易，也是一個全新的課題，雖然在國外有類似案例，但是國內(nèi)目前輔助服務(wù)市場設(shè)計還是以大電源、集中式儲能項目參與為主。
至少在測算收益率時，這部分只能作為美好的想象，很難成為清晰的盈利模式。
七、電力現(xiàn)貨交易
工商業(yè)儲能如何參與電力現(xiàn)貨，與售電公司之間的關(guān)系是什么？目前也沒有清晰的答案。
雖然目前部分民營售電公司，為了應(yīng)對未來現(xiàn)貨交易的風險，確實有意愿投資一部分儲能項目，并且建設(shè)虛擬電廠平臺納入負荷可調(diào)節(jié)資源，但是這部分投資如何形成收益模型，也取決于各地電力市場現(xiàn)貨品種的交易放開，目前也未可知。
問題二、盈利模式如何變成商業(yè)模式
所以總結(jié)一下，工商業(yè)儲能的盈利性分分兩部分：
1、內(nèi)部性收益
盈利模式1~4是與外部關(guān)聯(lián)性不大，更多的是從用戶身上獲得收益。
2、外部性收益
盈利模式5~7是從外部獲得的收益。
無論是最基礎(chǔ)的峰谷套利，還是最遙遠的輔助服務(wù)收益，其技術(shù)復雜性和交易復雜性，都比分布式光伏高一個數(shù)量級。
不是簡單的“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”可以涵蓋的商業(yè)模式。
所以如何把盈利模式，變成可行的、落實到合同上的、可驗證的商業(yè)模式，是工商業(yè)儲能目前亟待解決的問題。
而這個問題的解決，也直接關(guān)系到工商業(yè)儲能的技術(shù)路線，尤其是在自動化、信息化方面的技術(shù)路線和技術(shù)方案設(shè)計。
從儲能產(chǎn)品的角度，是無法單獨解決這些問題的，需要上升到“光-儲-充-荷”一體化的用戶微電網(wǎng)系統(tǒng)的整體運行、運營管理角度去看待。
無論是與負荷關(guān)聯(lián)的充放電策略，還是變壓器容量監(jiān)測與過負荷放電策略，乃至虛擬電廠的需求響應(yīng)，
工商業(yè)儲能都是“電力系統(tǒng)性” 強于 “產(chǎn)品的功能性”的存在。
甚至可以這樣說，如果不懂電力系統(tǒng)的運行規(guī)律，工商業(yè)儲能項目是無法落地的。
要管好儲能，形成可行的商業(yè)模式，必須是用戶微電網(wǎng)系統(tǒng)的整體管理。
所以，工商業(yè)儲能的可行商業(yè)模式探索，一定蘊藏在用戶電力系統(tǒng)（微電網(wǎng)系統(tǒng)）的整體運行管理中。
比如變壓器超負荷運行，那么首先要思考的不是上一個儲能，而是分析最大負荷出現(xiàn)的時間，最大負荷的組成情況，以及這些負荷側(cè)設(shè)備是否存在錯峰運行的機會，實在解決不了再考慮儲能投資。
都是一個整體系統(tǒng)管理的思維策略。
站在儲能看收益，和站在微電網(wǎng)系統(tǒng)看收益，是完全不同的。
問題的答案：一種新的商業(yè)模式
因此，對電力用戶來說，更重要的是在新能源普及、電力市場化交易的環(huán)境下，如何選擇一個更好的電力運營服務(wù)方，對自身的電力、能源系統(tǒng)進行整體性優(yōu)化，并支付服務(wù)費用，而不是簡單的找一個儲能投資方。
巔峰認為，能夠管理好用戶微電網(wǎng)系統(tǒng)，并且與外部實現(xiàn)友好互動的，一種用戶微電網(wǎng)運營商將是某種可能的商業(yè)模式。
其商業(yè)模式本質(zhì)，是是電費托管型的合同能源管理。
只不過，這對于新能源投資商來說，是一種巨大的轉(zhuǎn)型，即從投資方變成資產(chǎn)的持有和系統(tǒng)運營方。
而這也是儲能+市場化交易帶來的創(chuàng)新和服務(wù)機會。
“雙碳”戰(zhàn)略提出后，我國電力行業(yè)也進入到了新的發(fā)展階段。
近年來，新一輪電改逐步推進，著力從市場化角度理順電價機制，解決新能源大規(guī)模接入、社會用電負荷增長帶來的“供需雙向不穩(wěn)”問題，助力新型電力系統(tǒng)的建設(shè)。
電力市場化進程加速，也進一步明確了工商儲的經(jīng)濟空間。
當前現(xiàn)狀：初步電價市場化，確定工商業(yè)用戶直接參與市場交易
2021年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》、《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知》。
要求燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，擴大上網(wǎng)電價浮動范圍，將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)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(yè)市場交易電價不受上浮20%限制），電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制，在平穩(wěn)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(yè)用戶都進入市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售價。
對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，代理購電價格主要通過場內(nèi)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(yīng)供需，是真正意義上電力市場化的開始，初步確定工商業(yè)全部參與電力交易。
峰谷價差拉大，工商儲的套利空間更加明確
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(jīng)成為趨勢，已有24個省份實施尖峰電價，絕大多數(shù)省份日內(nèi)出現(xiàn)兩次高峰/尖峰。
峰谷電價差給出了工商業(yè)儲能的套利空間：工商業(yè)用戶裝配儲能，可以在谷時充電，峰時放電，節(jié)省電費。
峰谷價差不斷拉大，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性愈加明顯。
部分省日內(nèi)電價施行兩峰兩谷，用戶側(cè)儲能可以在日內(nèi)實現(xiàn)兩充兩放，套利空間進一步擴大。
2023年7月執(zhí)行的分時電價，24個區(qū)域峰谷價差超過0.7元/kWh，
其中，峰谷價差超過1元/kWh的區(qū)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(qū)）、海南、重慶、上海。
若按照日內(nèi)“兩充兩放”策略計算，浙江省/廣東珠三角五市日內(nèi)度電累計價差可以達到1.8742、1.8292元。
圖：廣東珠三角五市23年7月峰谷時段及電價
圖：浙江省23年7月峰谷時段及電價
對于大工業(yè)用戶，裝配儲能可以節(jié)省兩部分電費。
目前我國針對變壓器容量在315 kVA及以上的大工業(yè)用電施行兩步制電價（容量電價+電量電價），分布式光儲結(jié)合可以實現(xiàn)兩部分電費雙降。
一是電量電費：光伏自發(fā)自用+儲能峰谷套利；
二是容量電費：儲能系統(tǒng)在負載用電峰值時代替變壓器容量，以降低總體容量需求，降低容量費用。
截止2023年7月，9?。▍^(qū)域）將正午時段劃分為谷時，執(zhí)行谷段電價。
正午時段工商業(yè)電價下降，削弱了工商業(yè)用戶僅裝配分布式光伏的經(jīng)濟性，進一步催生配儲需求。
對于未加裝儲能系統(tǒng)的分布式光伏而言，當光伏發(fā)電量超出負荷消耗能力時，多余電量以較低價格送入電網(wǎng)，分布式光伏的收益率受到較大影響。
投資方主動配儲后，用戶可以在正午低谷時段向電網(wǎng)低價購電，將光伏電量優(yōu)先向儲能系統(tǒng)充電，峰時再由儲能向負荷供電，有效提升光伏自發(fā)自用率，最大化降低用電成本。
輸配電價改革，推動用戶側(cè)能源管理、調(diào)節(jié)資源等發(fā)展。
2023年5月9日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》，在嚴格成本監(jiān)審基礎(chǔ)上核定第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價，進一步深化輸配電價改革。
輸配電價結(jié)構(gòu)更加合理后，促進電力市場交易，推動配電網(wǎng)、微電網(wǎng)等發(fā)展，綜合能源服務(wù)、虛擬電廠等需求同步提升。
輸配電價改革的本質(zhì)是電力市場化，引導電價機制合理化。
理清了源側(cè)和網(wǎng)側(cè)的收益，旨在解決電價機制長期存在的“輸配不分”的問題；而反映到用電側(cè)，將輸配電價、線損單列，
用戶更直觀感受到電網(wǎng)的運輸成本，倒逼用戶進行需量管理，促進用戶側(cè)/臺區(qū)綜合能源管理、虛擬電廠等調(diào)度性資源的發(fā)展。
需求側(cè)響應(yīng)征求意見，多項政策加強經(jīng)濟性增量
2023年5月19日，國家發(fā)改委發(fā)布公開征求《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見稿）》《電力負荷管理辦法（征求意見稿）》意見的公告，再次強調(diào)用電側(cè)參與電力市場。
提出，全面推進需求側(cè)資源參與電力市場常態(tài)化運行，支持符合要求的需求響應(yīng)主體參與容量市場交易或納入容量補償范圍。
支持可調(diào)節(jié)負荷、新型儲能、分布式電源、電動汽車、空調(diào)負荷等需求側(cè)資源，以負荷聚合商或虛擬電廠等形式參與需求響應(yīng)。
支持地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)、微電網(wǎng)開展需求響應(yīng)。
根據(jù)“誰受益、誰承擔”的原則，支持具備條件的地區(qū)，通過實施尖峰電價等手段提高經(jīng)濟激勵水平。
鼓勵需求響應(yīng)主體參與響應(yīng)電能量市場、輔助服務(wù)市場、容量市場等，按市場規(guī)則獲取經(jīng)濟收益。
近年來，多個省市發(fā)布電力需求側(cè)響應(yīng)補償政策，不斷推動工商業(yè)用戶參與電力市場，刺激能源管理意愿，提升用戶側(cè)儲能的經(jīng)濟。
工商業(yè)儲能的必要性電力市場化背景下，工商業(yè)用戶裝配儲能的意愿發(fā)生轉(zhuǎn)變。
起初，工商業(yè)儲能多用于提升光伏自發(fā)自用率，或作為安全生產(chǎn)要求較高、工廠斷電損失大的企業(yè)的備用電源使用。
在電力市場化背景下，要求工商業(yè)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(yè)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(cè)響應(yīng)政策的普及，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性進一步提升；
電力現(xiàn)貨市場制度逐漸完善，虛擬電廠建設(shè)完善，工商業(yè)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。
