上一篇我们讲到电量生产转向电力经营，从政策和理论上强调了对功率的监测和控制的重要性。今天我们来举个例子，算是实战篇，深度分析一下，把从kWh切换到kW后，为什么可以带来增量收益。
一、用户侧储能的盈利模式
2年前笔者写过一篇（储能系列2：应用场景），里面提到的储能盈利模式如今仍然适用：1、峰谷套利2年多过去了，用户侧储能的收益模式主要还是这个。但实际的运行情况呢，相信大家都发现，不及预期，原因当然是多样的，设备问题，用户负荷不稳定问题，电价问题，投资测算等等。总之就是，投资测算时越理想，现实效果就越打折。分时电价的政策也处于密集调整期，不论是分布式新能源的影响，还是经济环境的影响，未来的分时段将会更加频繁地变化。比如，四川近期取消了一月份的尖峰电价：
2、容量费用优化容量电费的节约对应着两种不同缴费方式。
一是按变压器容量缴费，这时你可以通过储能系统来降低变压器的装机容量，或不用因为用电负荷增高而进行变压器扩容。二是按照最大需量，储能设备可通过优化最大需量的管理来减少这些费用，比如应对某些短时高负荷。3、紧急备用、电能质量提升这种功能倒是可以有，但本来就是传统的供配电设计中常见的，储能只是辅助罢了。4、储能配套分布式新能源储能系统与其他能源设备（如光伏、风电、电动汽车充电等）结合使用，形成互补。例如，光伏电力发电未消耗的部分可以储存，夜间使用；电动汽车充电站配备储能设备，减少对电网的负担并降低基础设施投资。本质上还是为了提高分布式新能源的利用率，在逻辑上肯定是讲得通的，但在投资测算上就不一定了，还是要看具体情况的分析。5、市场化交易：虚拟电厂，现货交易包括对需求响应的补偿，现货市场的套利，现货中本质上也是价差套利，但不一定是分时电价政策中的峰谷，而且对于储能设备的调控，市场供需形式，价格预判的需求较高。
二、不打折的收益模式
我们前面说了，用户侧储能的盈利模式，基本上都是峰谷价差套利，但实际运行效果可能并不好，不好的原因总结来说就是“打折”。我们可以简单地把储能系统比喻为水杯，来解释为什么会打折。
你买了水杯是为了喝水，由于接水很不方便，你希望每一次装的水越多越好。但如果这个水杯的杯壁太厚了，能装的水就会变少，并且杯子本身的价格也会变高；而如果材质不够好，倒水的时候会“挂杯”，就会造成损耗和浪费。对于储能来说，也是如此。首先就是转化效率的问题，储能容量会打折，比如装机500kW/1000kWh，实际每次充放电可能只有880度电（参照市面上的转化效率为88%），别的都损耗掉了，类似于前面说的“挂杯”。补充下基本概念：储能系统的转化效率，常说的是从“电网侧输入（AC侧）”到“电网侧输出（AC侧）”之间的能量比值，。对于主流的锂电池储能系统，AC-AC 的转化效率通常在 80%～90% 左右，有的系统宣传可以到 90%+，但要看设备选型（电池、逆变器(PCS)、BMS、温控系统等）和工况（环境温度、负荷需求、充放电倍率等）。影响因素：电池本身：包括内阻损耗、自放电、热管理损耗等。不同化学体系（磷酸铁锂、三元等）效率略有差异。双向逆变器(PCS)：在将 AC 转为 DC（充电）和将 DC 转回 AC（放电）的过程中会有变流损耗（常见效率 95%～98%）。BMS、EMS 以及其他辅助系统：散热、控制等设备都会消耗能量。其次是运行效果打折，由于用户负荷的不稳定，或储能系统安装容量过高（因为参加要多卖产品），以及储能系统本身的控制出问题，都会打折，一些项目实际上运行下来，不足预期的70%，这些都是原因所在。
当然，还有第三点，电池衰减的问题，以磷酸铁锂（LFP）为例，在比较理想的工况下（0.5～1C、20～30℃环境、DOD≈80%），循环寿命：3000～6000 次（到 80% 容量剩余），年衰减率：通常在 2%～5% 左右，一般承诺5 年后容量保持在 80%～90% 以上。这也是储能固有的特性，你可以理解为杯子中沉积了越来越多的“水垢”，导致实际上装的水变少了。所以，以上三个原因，就导致了投资收益的打折，我们前面讲过（独立储能：灵魂绑定下的沉没资产（收入篇）），投资储能的核心问题是提高设备的利用率，具体来说，就是储能容量（kWh）的利用率，这个容量用得越满，每天充放电套利的次数越多，收益就越高。这也是我们在前文中看到的，火电配储的收益最高的情况，因为调用次数多，配置时长短（大部分是1h及以下），而从实践结果来看，投资回报相对较好。接下来我们切换一下视角，有什么东西不打折，或者说利用率可以更高呢？那就是功率（kW）！还是前面的500kW/1000kWh的储能系统，它放电的时候，放电功率大概率就是500kW，甚至会更高（短时间内可以1.1倍额定功率运行）。放电功率是按照需求来进行控制的，难有打折一说，相当于需要多少就可以输出多少。而且在实际的使用场景中，我们也不需要持续长时间地进行功率输出，并且视角转到功率后，就不必再担心容量套利的那些缺点了，接下来我们来测算一下。
三、功率控制的收入测算
我们以10kV的两部制用户为例，假设这个用户变压器装机容量3000kVA，单月最大需量1200kW，那么他肯定选择按照需量来缴费（负载率低），这样比按容量会更便宜一些。我们把他放在2个地方来测算一下，选取的还是前面的储能系统：500kW/1000kWh。四川的容需电费单价：需量35（元/kW·月），容量22（元/kVA·月）。深圳的容需电费单价：需量48（元/kW·月），容量22（元/kVA·月）。参考下图，我们取一个乐观一点的数字，四川价差（峰谷0.6元/kWh，峰平0.3元/kWh），深圳价差（峰谷0.9元/kWh，峰平0.5元/kWh）。
以一个月30天为例，电量套利，对应两充两放，合计1000x30x88%（效率）x（峰谷+峰平价差）。那么四川的收益为23760元，深圳的收益为36960元。接下来我们看看降低需量电费的思路，为了增大功率，且让储能系统成本相当，我们选取1000kW/750kWh的储能系统。如果按照需量来计算，储能直接帮助用户降低1000kW的最大需量，那么四川的收益为35000元，深圳的收益为48000元。简单计算一下，每个月多出的收益，四川（11240元），深圳（11040元）。汇总对比如下：
四、如何行动——昇科能源助力
首先，进行功率控制，肯定需要的技术和产品要求就会高一些，不像储能的容量价差套利，设置好之后，无脑操作就行。其次，上面的例子中，其实比较挑用户，因为最大需量按照15min的时段来进行统计，上面1000kW/750kWh的储能系统，其实只能支撑3个15min，如果短期高负荷持续时间过长，这时候电都放完了，就没办法进行需量控制了。最后，还是要结合具体的用户负荷情况，电价情况，产品配置情况来进行测算，并且最关键地是要筛选出适合这种业务模式的用户。如何筛选呢，一是进行历史负荷的分析，二是进行实际负荷的监控，这样才好进行判断，给出最合适的方案。
笔者可没说，需量控制就一定是更好的盈利模式，而是要看具体的情况，甚至我认为可以考虑这两种模式的切换，毕竟用户的生产负荷情况也是不断变化的，需要留出灵活空间。而且1000kW/750kWh的储能系统，储能容量不大，反而更好地应对风险，保障电量套利的储能容量利用率，还可以灵活切换到需量控制赚钱的模式。甚至，两者可以同时进行呢？以上仅仅是笔者的初步思考，抛砖引玉，欢迎大家讨论碰撞。这样的方案当然会更加复杂，也需要专业的技术团队，和配套的产品，说到这里，我看「昇科能源」的产品就挺不错。近期推出的昇科AI新能源资产管理解决方案，利用AI技术和云边端协同，对能源资产进行全景感知、全面监控和全量预测，实现高效精益的运营管理。基于电池AI大模型的安全巡检，保证储能安全，降低运维成本，基于AI算法的策略优化，扩宽收益边界，提高资产收益。
其实简单来说，都是为了让储能的投资收益更好，让各方都受益，比如下图中就有需量控制策略。
昇科能源的AI技术为储能资产的管理提供了新的可能，尤其在优化功率控制和提高系统效率方面，可能会带来可观的增量收益。
原文标题 : 储能何必执著于峰谷套利？
