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23年11月,湖北省下发了关于调整本省分时电价的征求意见稿,其中午间10:00~15:00长达5个小时的谷电引发了热议,同样也被很多当地的企业“提出意见”。
24年1月份,重新修订的征求意见稿再次下发,相比上一稿而言,午间的谷段缓和了很多,只有12:00~14:00两个小时。
(来源:微信公众号“黄师傅说电” 作者:黄师傅)
本想等着正式文件实施后再做点评,但近期荣幸受邀与湖北当地电力企业交流,于是在准备交流内容时撰写此文,并与大家分享。不当之处,尽情指正。
分时电价四要素
根据分时电价的四要素:执行的用户范围,分时时段划分,时段浮动系数,分时电价计算四部分来考量本次湖北政策调整的变与不变。
首先,执行的用户范围没有改变,“电网用电容量在100千伏安及以上的工商业用户用电执行分时电价,电气化铁路牵引用电、商业用电和机关、部队、学校、医院、城市公共照明等非居民照明用电除外。”重点可关注商业用电,目前暂不执行分时电价,但从全国的趋势来看,未来也是要划归为分时执行范围。
其次,分时时段划分有很大变化,更改如下(其它月份指非7/8月):
原本白天的6个小时高峰时段整体挪动至傍晚和晚间,取而代之的是晌午的2个小时谷段以及其它时间的平段。难得的是尖峰段得以全年保留,只不过夏季7/8月和其它月份尖峰段发生的时间有所差异。
再次,时段浮动系数没有变,依然是维持峰段全年上浮49%,夏冬月份(1/7/8/12)低谷下浮55%,尖峰上浮100%,其它月份低谷下浮52%,尖峰上浮80%。
最后,分时电价计算公式未改变,“基础电价:在电度电价基础上扣除政府性基金及附加和系统运行费,作为峰谷分时电价计算的基础电价。”(月电网代购价格表说明文字第二段)
分时电价 = (代购/交易电价+输配电价+上网线损折价)×(1±浮动系数)+系统运行费+附加基金
均值化电价处理
为了量化分布式光伏和储能项目收益影响,需要将全年电价进行均值化处理,即根据既往电价水平合理估算一个平段电价。
考量电价组成五部分:代购/交易价格、输配电价、上网线损折价、系统运行费折价和政府性附加基金
测算影响以应用领域最多的10kV两部制用户为例,则其输配电价固定为0.1263元/度,政府性附加基金固定为0.0452元/度。
系统运行费因在2024年1月加入煤电容量电价,叠加抽水蓄能容量电价,折合约0.02元/度。
代购/交易电价因为煤电容量电价落地而有所下降,但考虑到全体工商业用户均需要分享/分摊的交叉补贴损益,该部分电价以0.48元/度处理,对应上网线损折价取0.022元/度。
则均值化处理后的平段电价为
0.48+0.1263+0.022+0.02+0.0452=0.6935元/度,
对应各月份分时电价如下表:
光伏收益影响量化
依托数据库:美国能源部国家可再生能源实验室数据(NREL)。
湖北地区1kW光伏电池组件在18%系统损失效率,20°倾角及正南方向布置的前提下,年发电量约1095度。
细分发电量至每日每小时,统计如下,夏冬月为1/7/8/12四个月。全年1kW电池组件发电量1095.62度,其中夏冬月发电374.06度,其它月发电721.56度。
表格已按颜色区分尖峰平谷时段,年总部分为旧政策分时时段、夏冬月和其它月部分为征求意见稿分时时段。
绿色:低谷;深蓝:平段;粉橙:高峰;淡红:尖峰。
再叠加前述均值化处理后的夏冬月/其它月分时电价,可得100%消纳收益如下:
原政策下全部消纳的收益为1011.39元,征求意见稿下收益为680.46元,虽然收益降低三分之一,但是单千瓦投入年回报依然可观。
储能收益量化影响
受分时时段调整影响,充放电策略有所调整。
旧规定下,每日执行晚谷充电,午峰放电;下午平充电,晚间尖峰放电;
新政策下,每日执行晚谷充电,上午平放电;午谷充电,晚间尖峰放电;
依然叠加前述均值化处理分时电价,1kWh电池电量投入,放电深度DOD取90%,充放电效率87%,全年320天执行两充两放收益对比如下:
注:价差=1×DOD×放电价格-(1×DOD/充放电效率)×充电价格;收益=价差×运行天数;
旧规下收益296.35元提升至新政下317.95元,即全年320天运行两充两放的1kW电池电量投入,可带来317.95元套利收益,提高约7.3%。
黄师傅说
湖北原规定下的分时时段,有着其他省份难以比拟的白天连续高峰段,这对分布式光伏的发展起到了一定的作用。
但随着白天光伏发电渗透率的增多,供大于求使得消纳吃紧。与其限制发电,不如促进用电。
调整后白天不再有高峰时段,改为平段+谷段的模式,一方面减缓的光伏投资热度,降温供给,另一方面引导企业调整用电峰谷,吸引消纳。
实则这是一次“以价换量”的调整,以低价吸引更多企业把过去低价用电的晚间电量挪到白天,进而带动光伏的消纳。
当然对于分布式光伏项目,收益率都会下调,但这都是依托于“竞争性定价”,即以电力系统同期电价为“标杆”的定价方式。
若从整体电站运行年限内的整体“度电成本”出发,几乎低于0.2元/度的发电成本显然还有很可观的利润空间。
暴利终归是要回归正常的获利水平,现在因为投资成本的进一步降低,湖北地区的分布式光伏项目依然可见4年左右的回收周期。
所以,湖北地区本次分时电价的调整,对于执行分时电价的工商业企业来说,用电成本会有所下降。
对于分布式光伏项目来说,过高的回报周期不复存在,但依然是可以投资建设的地区。
而对于储能项目来说,收益有所上调,同样也是值得投资和建设的区域。
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