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峰谷电价套利示意图
部分省市2016年工业用电平均峰谷电价及价差
用户侧储能的优势及收益分析
储能有助于企业管理容量费用。对于大的工业企业,因现行的两部制电价,供电部门会以其变压器容量或最大需用量为依据,每月固定收取一定的基本电价。这些企业可以利用储能系统进行容量费用管理,即在用电低谷时储能,在高峰时释放,实现在不影响正常生产的情况下,降低最高用电功率,从而降低容量费用。
储能削峰可以降低基本电价
储能可提升用户的电能质量和可靠性。传统的供电体系网络复杂,设备负荷性质多变,用户获得的电能质量(电压、电流和频率等)具有一定的波动性。而用户侧安装的储能系统服务对象明确,其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网供电不足或其他特殊情况时,储能系统还可以作为备用电源,提升供电可靠性。
储能系统成本和峰谷价差直接决定用户侧储能的投资效益。假设工厂每年开展生产300天,根据计算公式:静态投资回收期=(电池容量*单位容量一次性投入成本)/(每日高峰期用电量*峰谷价差)/300,约定企业安装电池容量等于其平均每日高峰期用电量,可以看出在不考虑维护成本前提下,投资回收期只与储能系统一次性投入成本和峰谷价差有关。根据CNESA储能项目库对中国储能项目的追踪统计,江苏、和广东等省份成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区,这些地区经济发达,工商业园区多、用电负荷大,用户侧峰谷电价差较大,利用储能削峰填谷拥有较为可观的套利空间。以广东省峰谷价差0.86元/kWh为例,采用不同的电池技术,计算各自的投资回收成本。
锂离子电池快速发展所带来的成本优势将助其逐渐扩大市场。利用铅炭电池套利静态投资回收期不足5年,已经具有商业化可行性。由于锂电池成本相对较高,现阶段锂电池的投资回收期要长于铅蓄电池。根据CNESA的统计,2017年用户侧领域新增电化学储能项目中,铅蓄电池所占比重最大,为77%,剩余为锂电池,也说明出于成本考虑,现在企业更倾向于安装经济效益更佳的铅蓄电池。但随着锂离子电池技术迅速发展,其成本自2010年以来已经下降近80%。根据国家发布的《节能与新能源汽车技术路线图》,到2020年锂电系统成本将降至1元/Wh以下,届时投资回收期有望缩短至3.9年。且随着退役动力电池进入梯次利用领域,储能成本将会进一步下降。
锂离子电池系统平均成本快速下降(元/kWh)
我国庞大的工业用电规模决定了用户侧储能市场想象空间巨大。从市场规模方面,我国的工业总用电量2017年达44413亿kWh,只考虑用电量最大的重工业(因为用电规模大,所需电池容量大,对应的单位成本更低,套利空间更大),其在工业用电中占比80%。假设其中20%的企业安装储能系统;我们统计了主要用电大省峰谷电价时段分布,保守估计法定工作时间内峰电时间占比超过40%,考虑部分煤炭、冶金、化工等行业具有连续生产特点,假设高峰时段用电量占比为30%;按照工厂全年工作时间300天测算,那么所需电池储能规模为:44413*80%*20%*30%/300=711GWh。
部分省市峰谷时段
关于政策
国内利好政策频出,用户侧储能受到大力支持。自2011年《国家能源科技“十二五”规划》出台,其中明确提出要建成面向用户的智能电网服务,并开展集中/分散式储能等关键技术的研究和应用,此后不断有政策出台,对于推动用户侧储能发展具有重要的意义。整体上,用户侧储能属于储能的一个细分领域,尚未有专门的单独对该行业进行指导的政策性文件;但是在一些重要的发展规划或指导意见中都对其表达了的支持。相关政策主要分为两类,一是在电改工程里,坚定推广完善峰谷电价、季节电价等价格机制;二是放开用户侧市场,鼓励用户自主参与储能调峰。
峰谷价差有望进一步扩大,有助于提升用户侧储能的投资效益。随着我国经济结构调整,第二产业用电量占比不断下降,第三产业则不断上升。由于工业企业相当比例具有连续生产特点,因此季节及日内用电量波动相对较小;而第三产业中与居民生活、商业相关用电不断上升,会加大峰谷电差。实行峰谷分时电价,发挥价格杠杆作用符合商品价值规律,也可有效优化负荷分配。我国现阶段的峰谷价之比仍然偏低,为3~4倍。随着电力市场进一步放开,峰谷价差有望继续拉大,届时投资回收期将会进一步缩短,峰谷套利投资的效益也会进一步提升。比如2017年9月,国家发改委印发了《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》,指出适当扩大销售侧峰谷电价差,在销售侧平均水平不变的情况下,进一步扩大采暖季谷段用电电价下浮比例等。
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