用戶側儲能投資價值、優勢、政策、盈利測算

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前言：峰谷電價的大力推行為儲能套利提供可觀空間。我國目前絕大部分省市工業大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電，從而有利於電力公司均衡供應電力，降低生產成本，並避免部分發電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，保證電力系統的安全與穩定。儲能用於峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規模使用高價的電網電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現峰谷電價套利。

基本原理

根據國家電網數據，全國用電大省峰谷價差分布於0.4~0.9元/kWh，特別的，對於江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高於0.8元/kWh，為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。

用戶側儲能的優勢及收益分析

儲能有助於企業管理容量費用。對於大的工業企業，因現行的兩部制電價，供電部門會以其變壓器容量或最大需用量為依據，每月固定收取一定的基本電價。這些企業可以利用儲能系統進行容量費用管理，即在用電低谷時儲能，在高峰時釋放，實現在不影響正常生產的情況下，降低最高用電功率，從而降低容量費用。

儲能可提升用戶的電能質量和可靠性。傳統的供電體系網路複雜，設備負荷性質多變，用戶獲得的電能質量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動性。而用戶側安裝的儲能系統服務對象明確，其相對簡單和可靠的組成結構保證輸出更高質量的電能。當電網供電不足或其他特殊情況時，儲能系統還可以作為備用電源，提升供電可靠性。

儲能系統成本和峰谷價差直接決定用戶側儲能的投資效益。假設工廠每年開展生產300天，根據計算公式：靜態投資回收期=(電池容量*單位容量一次性投入成本)/(每日高峰期用電量*峰谷價差)/300，約定企業安裝電池容量等於其平均每日高峰期用電量，可以看出在不考慮維護成本前提下，投資回收期只與儲能系統一次性投入成本和峰谷價差有關。根據CNESA儲能項目庫對中國儲能項目的追蹤統計，江蘇、和廣東等省份成為2017年國內儲能項目規劃建設投運最熱地區，這些地區經濟發達，工商業園區多、用電負荷大，用戶側峰谷電價差較大，利用儲能削峰填谷擁有較為可觀的套利空間。以廣東省峰谷價差0.86元/kWh為例，採用不同的電池技術，計算各自的投資回收成本。

鋰離子電池快速發展所帶來的成本優勢將助其逐漸擴大市場。利用鉛炭電池套利靜態投資回收期不足5年，已經具有商業化可行性。由於鋰電池成本相對較高，現階段鋰電池的投資回收期要長於鉛蓄電池。根據CNESA的統計，2017年用戶側領域新增電化學儲能項目中，鉛蓄電池所佔比重最大，為77%，剩餘為鋰電池，也說明出於成本考慮，現在企業更傾向於安裝經濟效益更佳的鉛蓄電池。但隨著鋰離子電池技術迅速發展，其成本自2010年以來已經下降近80%。根據國家發布的《節能與新能源汽車技術路線圖》，到2020年鋰電系統成本將降至1元/Wh以下，屆時投資回收期有望縮短至3.9年。且隨著退役動力電池進入梯次利用領域，儲能成本將會進一步下降。

我國龐大的工業用電規模決定了用戶側儲能市場想像空間巨大。從市場規模方面，我國的工業總用電量2017年達44413億kWh，只考慮用電量最大的重工業(因為用電規模大，所需電池容量大，對應的單位成本更低，套利空間更大)，其在工業用電中佔比80%。假設其中20%的企業安裝儲能系統;我們統計了主要用電大省峰谷電價時段分布，保守估計法定工作時間內峰電時間佔比超過40%，考慮部分煤炭、冶金、化工等行業具有連續生產特點，假設高峰時段用電量佔比為30%;按照工廠全年工作時間300天測算，那麼所需電池儲能規模為：44413*80%*20%*30%/300=711GWh。

關於政策

國內利好政策頻出，用戶側儲能受到大力支持。自2011年《國家能源科技「十二五」規劃》出台，其中明確提出要建成面向用戶的智能電網服務，並開展集中/分散式儲能等關鍵技術的研究和應用，此後不斷有政策出台，對於推動用戶側儲能發展具有重要的意義。整體上，用戶側儲能屬於儲能的一個細分領域，尚未有專門的單獨對該行業進行指導的政策性文件;但是在一些重要的發展規劃或指導意見中都對其表達了的支持。相關政策主要分為兩類，一是在電改工程里，堅定推廣完善峰谷電價、季節電價等價格機制;二是放開用戶側市場，鼓勵用戶自主參與儲能調峰。

峰谷價差有望進一步擴大，有助於提升用戶側儲能的投資效益。隨著我國經濟結構調整，第二產業用電量佔比不斷下降，第三產業則不斷上升。由於工業企業相當比例具有連續生產特點，因此季節及日內用電量波動相對較小;而第三產業中與居民生活、商業相關用電不斷上升，會加大峰谷電差。實行峰谷分時電價，發揮價格槓桿作用符合商品價值規律，也可有效優化負荷分配。我國現階段的峰谷價之比仍然偏低，為3~4倍。隨著電力市場進一步放開，峰谷價差有望繼續拉大，屆時投資回收期將會進一步縮短，峰谷套利投資的效益也會進一步提升。比如2017年9月，國家發改委印發了《關於北方地區清潔供暖價格政策的意見》，指出適當擴大銷售側峰谷電價差，在銷售側平均水平不變的情況下，進一步擴大採暖季谷段用電電價下浮比例等。

用戶側儲能電站的開發

1、用戶分類：

1.1 第一類用戶：

1.1.1 負荷有很明顯的峰谷變化的。

1.1.2 用戶特點：

1. 變壓器容量不大於5000KVA，最高負荷60-80%，按照容量交基本電費；
2. 日用電峰谷期跟隨作息時間一致波動；
3. 年用電量不大於2000萬千瓦時；
4. 本著「充得滿，放得完」最經濟原則，儲能電站可安裝容量2-6MWH。
5. 用戶集中在木材加工廠、園區、寫字樓等。

1.2 第二類用戶：

負荷相對比較穩定的，無峰谷特徵；

1.2.1 用戶特點：

1. 變壓器容量不小於4MVA-100MVA，最高負荷30-50%，按照需量交基本電費；
2. 24小時用電，無峰谷差別；
3. 年用電量不小於2000萬千瓦時；
4. 本著充得滿，放得完最經濟原則，儲能電站可安裝容量2-60MWH。
5. 用戶集中在紡織、線路板廠、電子廠、數據中心等。
6. 基本電費是最大的攔路虎。

1.3 第三類用戶：

高能耗企業，錯峰用電的，谷電比例高。

1.3.1用戶特點

1. 變壓器容量不小於4MVA-100MVA，最高負荷50-80%，按照容量交基本電費；
2. 錯峰用電，谷電佔比不低於50%；
3. 年用電量不小於2000萬千瓦時；
4. 本著充得滿，放得完最經濟原則，儲能電站可安裝容量2-10MWH。
5. 用戶集中在鋼鐵等高耗能企業等。
6. 峰段負荷低，谷段負荷高，充不滿放不完，是最大的攔路虎。

思考

1、直接安裝在10kV母線上或者35kV母線上的儲能設備，不應該收基本電費。

2、儲能放電時，如果用戶消納不完，可以返送到電網上去。（儲能返送到線路上去的時候，對繼電保護有一定的影響，但是由於儲能PCS的IGBT不具備長時間過載能力--短路電流持續不能超過10ms,內部即封鎖脈衝輸出，對短路電流影響不大）

如果能突破以上的條條框框，數據中心、負荷率低的用戶等，可安裝儲能設備的容量可用放大幾倍。為用戶側儲能電站參與電力市場輔助服務創造有利條件，大量分散式儲能的應用，能對電網調度產生積極影響。

儲能投資收益

1、儲能電站成本

1.1 系統成本：

1.2 度電成本：

何為度電成本?

在儲能電站生命周期內，系統造價 / 充放電的電量。

以下以250kW-500kW/1000kWh系統為例說明：

1.2.1 鋰電池度電成本1（一天兩次循環）：

1.2.2 鋰電池度電成本2（一天一次循環）：

1.2.3 鉛碳電池度電成本2（一天一次循環）：

1.2.4 鋰電池度電成本（一天兩次循環）：

可見：系統總成本低的，度電成本不一定低，梯次利用價值幾何？很關鍵的一個參數 ---循環次數。一直以來，循環次數是個謎，因為還沒多少投運時間夠長的儲能電站可供參考數據。

2、儲能收益

2.1 以東莞用戶為例：

2.1.2 （1MWH）儲能系統：

1. 每天兩次循環：

b. 每天一次循環

c. 財務模型

d. 系統收益測算

目前儲能系統成本約200萬 /1MWH(0.5MW)，則投資收益率約為0.5%。

e. 系統成本下降到120萬/MWH，則投資收益率約為10%。

f. 考慮拉大峰谷電價差：

h. 需要系統成本進一步下降到180萬/MWH，則投資收益率約為8%。

i. 當系統成本進一步下降到150萬/MWH，則投資收益率約為9-10%。

2. 預測：

拉大峰谷價差後，當系統成本下降到150萬/MWH時，項目投資收益率會達到15%；但用戶的吸引力還不夠，合同能源管理模式將是主要投資方式。由於競爭激烈，用戶分成比例提高那是必然的，投資方的收益率會被限制在9-10%。

最後的思考

目前制約用戶側儲能發展的，主要有以下幾個因素：

1、電價差太小--現有成本下，價差要有9毛以上才能滿足投資回報率需要;

2、沒地方安裝--1MWH儲能電站，佔地20平米;

3、用戶分成比例小--10%的分成比例，1MWH約3萬;

4、兩部制電價---基本電費制約了很多用戶可安裝儲能的容量;

5、系統成本偏高--目前鋰電池EPC成本需要200萬元/MWH。

6、循環次數之謎--鋰電池DOD 90%-6000次，鉛碳DOD60%-3000次?

建議

1、基本電費是用戶側儲能的最大攔路虎，儲能充電時，不應該增加基本電費;

2、需要加快確認儲能電站作為市場主體參與的地位，參見《分散式發電管理辦法(意見徵求稿)》。

3、儲能集成商需要進一步優化設計，降低成本。

4、儲能是定製化方案，需要結合用戶負荷特性來考慮安裝儲能的容量，建議設立領跑者項目，給與更多的政策支持。

5、儲能電站純靠峰谷價差是很難滿足投資要求，需要結合輔助服務，需量管理綜合考慮。

6、安裝位置：需要統籌考慮配電網變電站(110/220kV)集中式與用戶端分散式相結合。

（本文綜合整理自PV兔子、新能源李歌）

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