工商业储能项目落地难？重庆600+座充储一体站需求启动

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。