中國儲能網訊：4月28日，電網公司又公布各省市2022年5月電網代理購電價格，截至目前，北極星儲能網統(tǒng)計分析了從去年12月以來半年的峰谷電價差數(shù)據，發(fā)現(xiàn)了一些規(guī)律。
全國超六成地區(qū)具備工商業(yè)儲能盈利條件
目前工商業(yè)用戶側儲能主要是通過峰谷電價差套利形式獲取收益，即利用峰谷電價差、市場交易價差獲得收益或減少用戶電費支出，只要峰谷電價差高于儲能單次循環(huán)成本，儲能項目即可盈利。
以當下我國電化學儲能系統(tǒng)成本1.8元/Wh為例，電池單次循環(huán)成本約為0.7元/kWh，這意味著峰谷價差在0.7元/kWh以上用戶側儲能才具有經濟性。
北極星儲能網統(tǒng)計了2021年12月到2022年5月半年時間的電網代理購電價格，除去1.5倍代理購電價情況，除了湖北、西藏，共有29省已經開始執(zhí)行峰谷電價。
其中有21省市峰谷電價差超過0.7元/度，僅2022年5月份就有北京、廣東、河北、河南等19省市最大峰谷電價差超過0.7元/度，這也就意味著全國已有超過六成的省份，具備用戶側儲能盈利條件。
廣東、重慶、天津、浙江、廣西、海南六省最大峰谷電價差曾超1.0元/kWh，這些省份的電價差對于儲能來說具備較高的經濟性。
據北極星儲能網往年統(tǒng)計數(shù)據可知，江蘇、山東、廣東、北京為峰谷電價差較大的區(qū)域，這些地區(qū)的用戶側儲能可能具備經濟性。
由此可見，在電網代理購電的政策下多省的電價差有明顯拉大。
拉高峰谷價差利好儲能發(fā)展
2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布分時電價機制通知，要求進一步完善峰谷分時電價機制，要求最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方、峰谷電價價差不低于4:1；其他地方峰谷電價價差不低于3:1。此外還要求建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價再上浮20%以上。此舉將有利于引導用戶在低谷時充電和加大生產，在高峰時放電和減小生產，有利于提升電網系統(tǒng)的調節(jié)能力，使系統(tǒng)能效的損耗降至最低，進一步促進新能源生產和消納。
隨后各地區(qū)根據自己的情況開展分時電價，廣東、陜西、重慶、湖南等地峰谷差超過4:1。其中，廣東峰谷差為全國最大、已經達到4.47:1。
作為盈利省市中的佼佼者，廣東成為了亮點區(qū)域，近半年在電網代理購電的最大峰谷價差均超過0.9元/度。廣東等地2021年10月起開始執(zhí)行的分時電價政策中，共設置兩次尖峰/高峰時段，變相增加了儲能的盈利機會，縮短了儲能項目投資回收期。
每年夏季高溫時段和冬季低溫時節(jié)，都是用電高峰期，更是能源相對緊張期。為了緩解用電壓力，開展尖峰電價這樣有利于一些電力用戶減少用電，從而實現(xiàn)電力資源優(yōu)化配置。
各地政策中提出尖峰電價受季節(jié)性尖峰電價影響，以廣東為例，在7月、8 月和 9 月三個整月執(zhí)行尖峰電價，另外只要日最高氣溫達到 35℃及以上，每天 11-12 時、15-17 時三個小時也執(zhí)行尖峰電價。蒙西地區(qū)則依照大小風季具體情況，執(zhí)行上下浮動的峰谷電價。因而從2月開始，部分省市開始縮小峰谷電價差，但預計隨著夏季來臨，后續(xù)各省峰谷電價差又將進一步拉大。
另外，各個省份也按各自情況有“差別對待”。其中北京市根據經濟性需求城區(qū)、郊區(qū)、亦莊經濟開發(fā)區(qū)略有差異。而廣東是按不同城市來區(qū)分，其中經濟發(fā)展較快，用電需求較大的廣州、珠海、佛山、中山、東莞的價差最明顯，5月最高峰谷價差達到1.375元，粵北山區(qū)地區(qū)價差相對較小，5月最高峰谷價差在1.1651元。
企業(yè)用電成本大增，多方合作分享儲能收益
國家發(fā)改委發(fā)文從2021年10月15日起有序放開燃煤發(fā)電量上網電價，提出調整燃煤發(fā)電交易價格上下浮動范圍為均不超過基準電價的20%，文中提出取消工商業(yè)目錄銷售電價，對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業(yè)代理購電，要求各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引導用戶錯峰用電、削峰填谷。電價政策的變革為生產企業(yè)帶來了不小的成本壓力，安裝用戶側儲能成為解決手段之一。
據浙江瑞安價格調查顯示，2021年11月至2022年2月，工業(yè)用電出廠價格環(huán)比呈上漲趨勢：2022年1月大部分企業(yè)通過市場購電，工業(yè)用電價格出現(xiàn)跳漲。此外，5家參與調研的制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化購電，2022年1月、2月平均用電價格較上年11月分別上漲17%和16%，漲幅較大。以瑞安市革新機電有限公司為例，企業(yè)月均用電量在200萬千瓦時，即使電價穩(wěn)定，全年電力成本也將至少增加100余萬元以上。
幾乎同一時期開始，當?shù)厝甏蠊I(yè)電價峰谷時段也進行了調整，除11:00-13:00外，白天均為尖、高峰時段，拉大了峰谷價差，對企業(yè)生產計劃造成了影響。如瑞安市江南鋁業(yè)有限公司，生產班次只有白班、無法享受到低谷電價的優(yōu)惠，企業(yè)若調整生產班次也面臨著員工工資上漲、工人短缺和產能適配等問題。
4月5日，央視財經曾報道浙江嘉興市首個采用三方合作的用戶側儲能案例，解決了企業(yè)用電難題。項目通過儲能投資商投資生產、在制造業(yè)企業(yè)端安裝投運、當?shù)仉娏Σ块T搭建儲能控制平臺及項目集中運轉，該儲能設備在500kW功率下、每天用電高峰時放電4小時，每年預計可節(jié)約用電成本5萬元。在此模式下，既緩解了企業(yè)的用電需求、減少了企業(yè)電費支出，給儲能投資商帶來了經濟收益，與此同時，利用儲能設備在低谷用電、平峰或高峰放電的方式，來調整用戶端負荷，達到平抑用戶自身用電負荷差和縮小電網峰谷差的目的。
日前，《國家發(fā)展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》中提到，加快推動各類型具備條件的電源參與電力現(xiàn)貨市場，引導儲能、分布式能源、新能源汽車、虛擬電廠、能源綜合體等新型市場主體，以及增量配電網、微電網內的市場主體參與現(xiàn)貨市場，充分激發(fā)和釋放用戶側靈活調節(jié)能力。
