中國儲能網(wǎng)訊：用戶側儲能機會，興也電價，衰也電價
2021年7月《國家發(fā)展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》發(fā)布，定下了擴大峰谷價差的基調，為用戶側儲能的應用釋放了強烈的價格信號。
但隨后10月份發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》又將用戶電價帶入了一個頻繁變動的局面。該通知指出，燃煤電量全部進入電力市場，推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按市場電價購電。
一時間，項目開發(fā)者對用戶側儲能項目的開發(fā)、實施變得愈發(fā)謹慎。
平均峰谷價差>0.9元/kWh
浙江用戶側儲能市場異軍突起
在用戶側儲能機會起起伏伏之間，浙江卻異軍崛起，成為夜空中最亮的那顆星。
浙江因全天兩個尖峰和低谷，尖峰低谷平均價差大的特點，成為了2022年國內(nèi)用戶側儲能應用的熱點區(qū)域。
根據(jù)儲能與電力市場的不完全統(tǒng)計，2022年以來，浙江正在實施的用戶側儲能項目多達18個，規(guī)模近100MW。
以浙江省35kV大工業(yè)用戶分時電價為例，分時電價的時段劃分，使浙江省電力用戶全天可擁有兩次低谷充電、高峰放電的機會。若配置兩小時的儲能系統(tǒng)，將可以實現(xiàn)兩次尖峰放電、低谷充電操作。
圖：浙江35kV大工業(yè)用戶分時電價分布情況
從2022年1-8月的電價差情況看，盡管尖峰、低谷價差每月都在波動，但價差均超過了0.92元/kWh，平均價差為0.9388元/kWh，這顯然超過了普遍認為的峰谷價差必須超過0.7元/kWh，用戶側儲能才具經(jīng)濟利用價值的閾值。
圖：浙江省各月尖峰低谷價差情況
浙江用戶側儲能經(jīng)濟性測算
以35kV大工業(yè)用戶，10MW/20MWh的儲能項目做個簡單測算：
● 以0.5C儲能系統(tǒng)EPC工程的平均報價1.81元/Wh為單位造價（詳見文章：2022上半年儲能系統(tǒng)和EPC中標情況和價格盤點）。
● 10MW/20MWh的儲能項目總投資為3620萬元。
● 以系統(tǒng)循環(huán)效率90%，全年330天運行，1-8月平均尖峰、低谷電價計算，則全年可實現(xiàn)充放電收入1075萬元。若考慮用戶電費收益分成10%，則項目運營方全年可獲得充放電收入967萬元。
● 在不考慮財務、運維等其他成本的情況下，簡單計算項目靜態(tài)回收期為3.7年，這顯然大大縮短了用戶側儲能項目動輒8年左右回收期的時長。
此外，據(jù)了解，溫州、義烏、諸暨等地區(qū)還會給予一次性投資補貼，這將進一步加速儲能項目的實施。詳見：浙江儲能發(fā)展加速，“十四五”期間有望實現(xiàn)近30倍增長。
浙江用戶側儲能項目
浙江的用戶側儲能項目顯然具有較大的投資吸引力，近期的市場動態(tài)也驗證了這一點。儲能與電力市場的項目數(shù)據(jù)庫顯示，2022年浙江已經(jīng)有多個工業(yè)企業(yè)開始配置MW級的用戶側儲能系統(tǒng)，如下表所示。
表：浙江部分MW級用戶側儲能項目
作為最具潛力的儲能應用領域，用戶側儲能，在浙江獲得了發(fā)展良機，這一趨勢是否持續(xù)，以及是否會帶領其他地區(qū)的用戶側儲能的發(fā)展，值得關注。
