中國儲能網訊：當前，全國多省在日間增設低谷電價，打破了既有的光伏收益模型，多省面臨光伏經濟模型重構。清安儲能以湖北省為研究標的，剖析了分時電價模型調整對光伏、儲能項目開發(fā)的影響，并認為未來儲能發(fā)揮其“能量轉移”功能的場景將更加豐富。在已投運的光伏項目中通過增設儲能，可以實現利用儲能的超額利潤對光伏項目反哺，促進光儲融合發(fā)展。
局部：湖北改了分時電價模型
11月17日，湖北省發(fā)改委發(fā)布《關于征求工商業(yè)分時電價機制有關意見的通知》，在光伏、儲能圈引起軒然大波！
此文件的核心內容是，將湖北的分時電價時間段進行了重排，由下左圖變?yōu)榱讼掠覉D。二者的主要區(qū)別是，在10：00-15：00期間，電價由峰段電價變?yōu)榱斯榷坞妰r。
對應光伏日間的黃金出力時期，一旦市電價格變?yōu)楣葍r，預示著湖北的光伏經濟模型將面臨重構。
一是對于已投運的光伏項目，若合同約定的按分時電價打折，在以上時間段光伏電出售給業(yè)主的價格僅為0.26833元/kWh，較湖北上網電價0.4161元/kWh還低35%。對于投資方而言，將光電賣給電網的收益明顯比讓業(yè)主消納更經濟。
二是對于擬新建的光伏項目，業(yè)主見白天用市電價格更低，其建設光伏的動力將大打折扣。
而對于儲能項目，在峰谷套利邏輯之下，“谷充峰放+平充尖放”的獲利模式將更新為“谷充平放+谷充尖放”。以11月湖北代理購電電價為例，對于按兩充兩放策略運行的儲能項目，在政策變化前后的的價差如下表所示。可以看到，變化后總價差較變化前增長了1.65%；據清安儲能測算，2h儲能系統(tǒng)在1.5元/Wh建設邊界條件下，項目全投資IRR上升約20%，可達到8.43%。
盡管政策變化后對儲能項目的套利經濟性是有利的，但有以下幾點需要注意：
1）廠區(qū)開始運行時間對配儲增加了難度。對于常用的2h儲能系統(tǒng)，在變化后的分時模型下，至少需要保證8：00附近可處于滿負荷放電，否者將直接導致儲能系統(tǒng)無法實現每日兩充兩放策略。
2）既然10：00之后市電為谷價，廠區(qū)開始運行時間有可能被人為的調整廠區(qū)至10：00。那么，儲能項目同樣無法實現每日兩充兩放策略。
全國：多省午間低谷電價
隨著新能源裝機的不斷提升，下游階段性的消納問題已經開始顯現！根據統(tǒng)計，當前已有包括青海、寧夏、甘肅、山東等12省采用了午間谷段電價，如下表所示。
毫無意外的是，在這些省份中新能源裝機比例已達到較高的水平。以青海為例，2022年底，青海各類電源裝機總量4468萬kW，其中太陽能裝機容量達到1842萬kW，占比高達41.4%。而在湖北，截至2023年6月，風電、太陽能裝機容量已達到總容量的26.8%。
思考：光儲融合時代或許已然開啟
結合前述內容，當前光伏與儲能在消納互相“打架”的局面將迎來改善！主要是隨著光伏日間發(fā)電經濟賬的承壓，與湖北類似的分時電價模型將越來越多，市場需要儲能發(fā)揮其“能量轉移”功能的需求或許將更加旺盛！
根據前文，對已投運的光伏項目，未配置儲能時出售的電價僅為0.26833元/kWh。若通過配儲，在循環(huán)的第二段先將光伏電吸納存儲，再在尖峰時間段進行釋放，儲能可利用總價差將提升5.57%，儲能項目全投IRR可由前述的8.43%提升至11.01%。
即是說，項目投資方通過在已投運的光伏項目中增設儲能，可實現利用儲能利潤對光伏項目的反哺，從而實現光儲進一步的融合發(fā)展。
