中國儲能網(wǎng)訊：2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，依據(jù)該通知，用戶側(cè)峰谷價差將擴大，一定條件下將建立尖峰電價機制以及季節(jié)性電價機制。
但隨后的2021年10月，國家發(fā)改委又發(fā)布了《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，確定燃煤電量全部進入電力市場，取消工商業(yè)目錄電價，推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按市場電價購電。至此將用戶側(cè)分時電價帶入了一個頻繁波動的局面。
如今一年已過。本文將根據(jù)2022年1-12月的各地國網(wǎng)代理購電價格展開詳細分析，梳理基于分時電價機制，用戶側(cè)儲能最具有投資價值的區(qū)域。
寫在前面的說明
由于部分區(qū)域在部分季節(jié)，如夏季、冬季，設(shè)置有尖峰電價，因此存在尖峰、高峰放電兩種情況；另外，如果儲能全天進行兩次充放電操作，因此有可能存在低谷、平段充電的情況。
因此本文在進行全年的峰谷價差分析時，采用等效充電電價、等效放電電價的概念進行計算。具體說明如下。
1） 全天僅考慮進行一次充放電操作，等效峰谷價差計算如下圖所示。
2）全天進行兩次充放電操作，等效峰谷價差計算如下圖所示。
經(jīng)過以上處理，可全面考慮不同月份的尖峰、高峰、平段、谷段電價情況，更科學(xué)地分析用戶側(cè)儲能項目在一整年的時間內(nèi)，充電的平均電價，以及放電的平均電價，從而計算用戶側(cè)儲能應(yīng)用的實際收益。
充放電價差超過0.7元/kWh的區(qū)域
對于基于峰谷分時價差進行的用戶側(cè)儲能應(yīng)用，一個共識是，峰谷價超過0.7元/kWh時，用戶側(cè)儲能項目具有投資價值。
在本文的分析中，綜合考慮尖峰電價、高峰電價，這個共識可以變換為，在全天僅做一次充放電操作時，等效的放電電價、充電電價差超過0.7元/kWh時，用戶側(cè)儲能項目具有投資價值。
儲能與電力市場以各地35kV一般工商業(yè)/大工業(yè)兩部制電價用戶的電網(wǎng)代理購電價格為參考，經(jīng)過梳理，建議可考慮浙江、海南、廣東（部分區(qū)域）、上海、湖北、江蘇、重慶、安徽、湖南、河南區(qū)域開展用戶側(cè)儲能項目。
這些區(qū)域的全年平均等效充、放電電價以及建議配置儲能小時數(shù)如下表所示。
兩次充放電價差和超過1.1元/kWh的區(qū)域
每天僅做一次充放電循環(huán)，會導(dǎo)致用戶側(cè)的儲能項目投資回收期較長。因此實際項目開發(fā)過程中，開發(fā)商們都希望找到每天可以進行兩次充放電操作的區(qū)域，并認為，如果兩次充放電操作，電價差之和超過1.1元/kWh，例如：（高峰-低谷）-（高峰-平段）≥1.1kWh時，這一區(qū)域具備用戶側(cè)儲能項目的投資價值。
儲能與電力市場以各地35kV一般工商業(yè)/大工業(yè)兩部制電價用戶的電網(wǎng)代理購電價格為參考，并以一天兩次充放電操作的等效充、放電電價為標準，經(jīng)過梳理，建議可考慮浙江、海南、廣東（部分區(qū)域）、上海、江蘇、湖南、安徽、山東、重慶、湖北區(qū)域開展用戶側(cè)儲能項目。
這些區(qū)域的全年平均兩次充放電價差和以及建議配置儲能小時數(shù)如下表所示。
浙江最具投資價值
山東、河南可持續(xù)關(guān)注
浙江以全天兩個尖峰-低谷循環(huán)，單次循環(huán)超0.9元/kWh，成為了中國用戶側(cè)儲能應(yīng)用的最熱門區(qū)域，儲能與電力市場曾展開過詳細分析，這里不再贅述，可參考文章：平均峰谷價差超0.9元/kWh，浙江用戶側(cè)儲能市場異軍崛起。
2022年底，山東、河南、江西、河北南陸續(xù)出臺的用戶側(cè)分時電價調(diào)整政策，從12月發(fā)布的國網(wǎng)代理購電價格看，山東、河南或可開辟儲能新的應(yīng)用空間：
山東，2022年12月，結(jié)合尖峰電價，兩次循環(huán)總價差和達到了1.3102元/kWh，而此之前，1-11月，這一價格的平均值為1.1875元/kWh，上漲了10%左右，新的政策是否會帶來持續(xù)較高的價差，值得密切關(guān)注；
河南，2022年12月，分時電價首次出現(xiàn)尖峰電價，配置3小時的儲能系統(tǒng)，可實現(xiàn)兩次充放電價差和為1.3499元/kWh。而此之前，河南分時電價并無尖峰電價設(shè)置，1-11月間，兩次充電電價差之和平均值為1.0719元/kWh，漲幅達26%。
另外，在這年底新的調(diào)整中，江西省也首次出現(xiàn)了尖峰電價時段，河北南的峰谷價差也出現(xiàn)了一定幅度的上漲。雖然這兩個區(qū)域價差水平暫時還不足以支撐用戶側(cè)儲能項目應(yīng)用，但拉大峰谷價差、建立尖峰電價的趨勢已然顯現(xiàn)，2023年用戶側(cè)儲能項目值得關(guān)注。
變動的政策
是機遇也是風(fēng)險
峰谷價差擴大，尖峰電價機制建立，顯然可以給用戶側(cè)儲能帶來更大應(yīng)用空間，但變動的政策，同時也將給用戶側(cè)儲能項目帶來一定的應(yīng)用風(fēng)險。例如：
江蘇：2022年之前，江蘇省的用戶側(cè)儲能項目可以進行4小時充放電配置，但2022年的政策出臺后，配置時長變?yōu)?小時；
江西：原來的電價機制下，江西省用戶側(cè)儲能可配置6小時系統(tǒng)，全天進行1次充放電操作，而2022年12月的分時電價中，新出現(xiàn)的尖峰電價，導(dǎo)致儲能建議的配置時長變成3小時，每天可進行2次充放電操作。
這些變化，顯然會對已投運的項目的運營產(chǎn)生較大的影響，也將對新項目的評估帶來一定的不確定性。
目前中國用戶側(cè)儲能的應(yīng)用模式還較單一，依據(jù)峰谷分時電價建立的盈利模式仍需突破，但不斷改革的市場正在為用戶側(cè)儲能創(chuàng)造更大的應(yīng)用空間，儲能參與者或可考慮適時布局、謀劃用戶側(cè)儲能項目，創(chuàng)新用戶側(cè)儲能應(yīng)用模式。
