2022年夏季，持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯导致四川、重庆等地电力供需形势紧张。为保障民生用电，确保电网运行安全，重庆出台了限电令——工业企业高温放假，7、8月连续50天“有序用电”“让电于民”：

2022重庆限电时间：8月15日至8月24日

2022重庆限电区域：两江新区、渝北区、北倍区、璧山区、巴南区、高新区、江津区等

(相关资料图)

随着全球气温的再度升高，2023年供电形式仍旧严峻，我国电网呈现“整体紧平衡，局部有缺口”的状态。重庆作为西部唯一电力净输入地区，每年约30%左右电量需靠市外购入，预计今年电力负荷缺口高达722万千瓦，电量缺口达21.3亿千瓦时。

对此，重庆政府早前就开始从源网荷储四方面为迎峰度夏电力保供做准备：

源侧加强煤电储备，实现长协煤电全覆盖，全市12家主力燃煤电厂，预计今年消费煤炭将从去年的2300多万吨，增加到2900万吨。

网侧输变电工程、送出工程、变电站扩容等8项电网保供建设已于6月30日全部建成投运；

用户侧出台居民分时电价，引导电力用户错峰用电，优化电力消费行为：

高峰时段、低谷时段的电价在平段电价的基础上分别提高0.10元/kWh、降低0.18元/kWh，用户可自愿选择执行。（可参考文章：居民峰谷电价来了，重庆居民分时电价6月1日实施）

即将出台的2023年市场化需求响应方案，拟将居民用户纳入需求响应范围，通过补贴激励引导居民用户合理用电、节约用电。

此外，重庆忠县还通过倡议的方式倡导用户节约用电。

储能方面，以补贴形式鼓励独立储能电站建成投产并参与电网调度，鼓励用户侧配建分布式光储，减轻电网压力，降低用电成本。

重庆市能源局2月27日表示，在今年迎峰度夏之前，重庆将建成300MW的新型储能电站，形成500MW的用户侧储能规模，有效解决迎峰度夏电力缺口问题，保障电网安全稳定运行。储能，已经成为重庆迎峰度夏电力保供的重要手段之一。

据储能与电力市场追踪，当前重庆超1.6GWh独立储能电站进入实质阶段（在建/完成招标/招标），3个项目处于备案状态。重庆市独立储能项目已超2GWh。同时，重庆市用户侧已有多个储能项目投运，类型涵盖工商业储能、分布式光伏配储、光储充一体站、农光储、零碳电厂、综合能源站等多种形式。

两江新区和铜梁区针对独立储能电站制定了专门的补贴政策，但由于尚无项目投运，因此实际盈利效果、盈利模式尚不清晰。

相对而言，用户侧在利用峰谷价削峰填谷套利的同时，合理优化项目运行策略，进行需量电费管理，获得了可观利益，项目进展较为迅速。

重庆地区用电呈峰谷差大的特征，电力最大负荷峰谷差率40%，在高温天气下，峰谷差率或将进一步拉大，新型储能需求巨大。尤其是用户侧储能，可在业主错峰用电、节约电费，尤其是高温限电时期起到重要作用。

独立储能商业模式尚待明确，静待项目投运

今年以来，重庆针对储能出台了一系列补贴政策，引导开发商投建储能，其中也包括支持独立储能电站的投资补贴政策。详情见下图：

铜梁区的独立储能补偿，较为可观。以近期2小时系统EPC平均造价1.578元/Wh（可参考文章：6月储能项目中标分析：4h系统平均报价已低于1元/Wh，2h系统报价止降企稳）估算，一个100MW/200MWh的项目，每年可获得补偿1578万元（五年总补偿7890万元），已具有一定的吸引力。

但其他区域的补偿，吸引力或将较低。据了解，两江新区龙盛独立储能电站项目建成投运并经重庆市能源局审核确认后，将获得一次性建设补贴资金3000万元。该项目规模100MW/200MWh，按照1.578元/Wh投资计算，总投资至少需3.2亿元。

得益于补贴政策的出台，今年以来重庆有多个独立储能项目备案，其中大部分取得了实际进展。据悉，有340MW/680MWh将在8月5日前并网投运，助力迎峰保供。

除补贴外，2022年1月，华中能监局发布了《重庆电力调频辅助服务市场运营规则》，依据该规则，独立储能电站可为电力系统提供调频辅助服务。但作为独立储能电站主要收入来源的调峰辅助服务，目前尚无针对储能的相应政策出台。这也为独立储能电站实际运行后的收益模式，打上了问号。

重庆独立储能电站的盈利模式尚不清晰。根据目前的项目进展情况，如按照预期计划，7月、8月重庆市将有两个大型独立储能电站项目投运，具体运行效果、收益如何，或将有答案。

用户侧储能盈利可观，或为保供主力

相对于独立储能，用户侧储能项目的补贴较为丰富，包含投资补贴、放电补贴等多种类型。

另外，除补贴以外，重庆市分时电价体系下，峰谷价差已为用户侧储能项目打开了应用空间。

以35kV两部制电价用户电价为例，储能与电力市场选取了2022年7月-2023年6月，连续12个月的数据进行分析发现，储能系统在全天进行两次充放电的情况下，可获得的全年平均价差为0.62287元/kWh。

备注：

执行尖峰电价的月份，平均价差=((尖峰电价-低谷电价)+(高峰电价-平段电价))/2

不执行尖峰电价的月份，平均价差=((高峰-低谷电价)+(高峰电价-平段电价))/2

在储能项目造价不断下降的趋势下，这一价差已经具有一定的盈利条件，因此重庆市储能项目开展迅速，已有多个项目并网投运。

另外，用户侧储能项目在实际运行中，结合用户用能特点，项目的运行方通过优化运行，在需量电费管理方面，也取得了可观的收益。

以重庆市齐信1.25MW/2.5MWh用户侧储能项目为例（该项目于2022年投运，项目业主为重庆恒旺实业有限公司，总包方为厦门科华数能科技有限公司），结合峰谷价差+需量电费管理，此项目取得了很好的经济收益。

峰谷价差收益

该项目属于10kV两部制用电用户，最近12个月，此类用户，两次充放电的情况下，平均充电电价为0.51457元/kWh，平均放电电价为1.16460元/kWh，平均峰谷价差为0.65003元/kWh。

该电站可实现每日两充两放，假设该电站的充放电深度为90%，充放电效率为85%，则日最高可为用户提供3825度电的错峰电量。

以近12个月平均充电电价0.51457元/kWh，平均放电电价1.16460元/kWh为标准，计算得该项目全年平均日削峰填谷收益为2139元。按全年运行300天计算，则该项目全年削峰填谷收益约为64.17万元。

需量电费管理收益

除削峰填谷赚取价差外，项目总包方科华数能在对该用电企业进行用电分析后，根据企业用电特性将两部制电价中容量电费缴纳方式，改为需量电费缴纳方式，进一步降低企业电费支出。

齐信储能电站原始变压器容量15.66MVA，项目总包方科华数能在对该用电企业进行用电分析后，帮助其调整生产时间，制定用电策略，将最大需量值控制在7500kW，根据重庆7月1-10kv两部制电价（详情请见：7月用户侧电价全景分析）计算：

之前（容量电费）：15.66MVA*1000*22元/kVA·月=34.452万元/月

现在（需量电费）：7500kW*35.2元/kW·月=26.4万元/月

每月节省需量电费约8.052万元

全年按运行300天，10个月计算，则全年节约需量电费80.52万元

结合全年的峰谷价差收益（64.17万元）以及节约的需量电费（80.52万元），在以上条件下，全年可实现收益约144万元。

对于用电企业来讲，提高自身效益是安装储能的最终目的。在保障削峰填谷的收益下，科华数能作为项目总包方及设备提供商：

就企业痛点问题进行详细分析，配合出具运行策略方案；

在项目投运后，进行了3个月跟踪，优化策略，保证企业在后续生产运行中不超需量；

确定容改需方案的同时，提高储能电站的防逆流功能，减少电网考核。

做到了帮助企业实现价值最大化。

该项目所在地重庆南岸区并无投资补贴、需求响应等政策，但通过削峰填谷+需量电费管理，已拥有可观的收益。在支持政策相对更多的两江新区及铜陵区，用户侧储能项目将会有更好的收益。

良好的经济性是促进产业发展的必要，重庆区域性政策不断颁布，在夏季用电高峰期即将来临之际，用电量大的工商业企业纷纷开始咨询用户侧储能。相对于独立储能，用户侧储能投建期短，快则1月，慢则3月即可建成。在去年高温限电、今年“双缺”概率大的情况下，我们预计，用户侧储能将在重庆今年迎峰度夏中发挥重要的作用。