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二、是新政策16个小时“连续平谷”(谷段00:00-次日6:00、平段6:00-12:00、谷段12:00-14:00、平段14:00-16:00),8小时“连续尖峰”,峰谷时段衔接更为顺畅更为合理,有利于企业保持生产连贯性,减少设备启停次数,实现节能降耗。
三、是夏季(7、8月)20:00-22:00设置为尖峰时段;其余季节尖峰时段前移两个小时,尖峰时段变为18:00-20:00。由于湖北特殊的气候和资源状况,从多年的负荷曲线来看,夏季晚高峰出现时间较其他季节滞后,对尖峰时段进行季节性差异设置,精准体现不同季节负荷特征,提升分时电价政策执行效果。
四、是本次政策调整后,参与分时电价倍率浮动的只有上网侧购电价格、上网环节线损费用这两个部分,输配电价、系统运行费、政府性基金不参与分时电价倍率浮动。仅两部分电价参与倍率浮动,缩小了峰谷价差,对工商业用户而言,分时电费波动影响对其成本构成的影响减弱,更便于工商业用户根据自身行业特点和生产订单需求有序组织生产,减少中间成本。
分时电价调整对相关市场主体的影响
在新的分时电价政策下,预计用户侧储能建设经济性效益性提高。用户侧储能由政策调整前“谷充峰放”“平充尖放”模式拓展为“谷充平放”“谷充尖放”的“两充两放”运行模式,总体价差空间有所拉大。初步测算储能电站整体峰谷价差收益全年平均提升约3%,一定程度上可提升储能产业盈利空间。
“新能源+储能”模式中,基本可以分为“风储融合”和“光储融合”两种模式。湖北区域对风电电价执行的是峰谷分时电价政策,而光伏执行的是单一电价政策。对“风储融合”模式来说,储能的“两充两放”运行模式未变,但充放时段发生了改变,充放差价的提升能利好风储融合模式。对“光储融合”模式来说,储能运行模式由原“两充两放”变更为“一充一放”,充放频次缩减但充放利差放大,想要在“光储融合”模式中获利,储能容量的权重属性提升,高容量储能商在新分时政策中的获利能力提升,而低容量储能商的获利能力则受到了一定程度的削减。
“新能源+储能”模式的收益与可能性分析
分时电价的调整,对于新能源消纳和储能影响各异,叠加未来新能源全面入市的趋势,新能源盈利承压已不可避免。
今年3月,《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》出台,对于可再生能源电量,电网企业不再照单全收,而是变为了部分电网买单,部分市场交易消纳,市场交易消纳不掉的富余电量不计入弃电率。
从保障性消纳逐渐走向市场化消纳,新能源电站产出的电量不再享有“旱涝保收”的红利,为了企业经营需要,新能源电站必然会加大“产品销路”拓展,而见效最快的方式就是在现货交易中低价抢量。在湖北省新的分时电价政策下,相当于原电网买单部分的电价因峰谷时段调整而下降,同时市场交易消纳的部分也会因为“抢不到中标电量”的恐慌出现价格探底,双重重压之下,新能源电站单一电量销售盈利模式的弊端愈发凸显。
新形势下,“新能源+储能”模式是否可以成为新能源与储能实现双赢的一条出路呢?笔者认为,具备高容量储能能力的独立储能商与新能源电站的强强联合,将会是新政策下双方共赢的一条发展之路。
在新分时电价下,连续16小时的平谷低价区间,能够有效降低工商业用户用能成本,势必会诱导工商业用户主动调整生产安排,变更负荷曲线,将更多的可调控负荷集中在平谷时段释放,进而提升
00:00-16:00期间整体用能负荷水平。午间需求侧用能上限的提升,可以有效缓解光伏新能源电源在午间大发期间的弃光问题,一定程度上保障了新能源电量的消纳。
风储融合项目在新分时电价下因利差增加而暂获政策性红利,而光储融合项目,由于光伏发电单一电价的收购政策,其盈利思路与风储融合相比,则有较大区别。
集中式光伏项目的营收思路,当前仍集中在绿电、绿证交易中获取环境溢价收益以及和独立储能商合作,分享独立储能商参与现货市场的收益分成等模式中。而独立储能商参与湖北区域现货市场目前仍处于鼓励阶段,尚未真正经历交易结算等整个市场闭环,暂不做详述。
分布式光伏项目当前主要的盈利模式有三种,即“自发自用”“自发自用余量上网”“全额上网”。从“自发自用”项目类型来分析,其中又分为工商业用户自建的“自发自用”分布式光伏、工商业用户+第三方合作的“自发自用”联合分布式光伏项目等实践类型。对于联合分布式光伏项目而言,新分时电价政策下,独立储能商同样能够与工商业用户形成“谷充平放”“谷充尖放”的“两充两放”运行模式,同时峰谷利差的增加也提升了双方的利润分成空间,进而实现储能商盈利提升,工商业用户降本效果提升的双赢局面。
但在具体实操方面,由于受区域性相关政策约束影响,“新能源+储能”的实际盈利能力可能达不到理论计算的市场预期,但无疑给经营日渐困难的新能源产业提供了一条新的盈利思路。
(文章来源:电联新媒 作者:薛覃同心 刘睿)
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