中國儲能網(wǎng)訊:4月28日,電網(wǎng)公司又公布各省市2022年5月電網(wǎng)代理購電價格,截至目前,北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計分析了從去年12月以來半年的峰谷電價差數(shù)據(jù),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(cè)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(cè)儲能才具有經(jīng)濟性。
北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計了2021年12月到2022年5月半年時間的電網(wǎng)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(jīng)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(cè)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(jīng)濟性。
據(jù)北極星儲能網(wǎng)往年統(tǒng)計數(shù)據(jù)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(cè)儲能可能具備經(jīng)濟性。
由此可見,在電網(wǎng)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(chǎn),在高峰時放電和減小生產(chǎn),有利于提升電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)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(chǎn)和消納。
隨后各地區(qū)根據(jù)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(jīng)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(wǎng)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(shè)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(jù)經(jīng)濟性需求城區(qū)、郊區(qū)、亦莊經(jīng)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(jīng)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(wǎng)電價,提出調(diào)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(wǎng)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(chǎn)企業(yè)帶來了不小的成本壓力,安裝用戶側(cè)儲能成為解決手段之一。
據(jù)浙江瑞安價格調(diào)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(diào)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(diào)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(chǎn)計劃造成了影響。如瑞安市江南鋁業(yè)有限公司,生產(chǎn)班次只有白班、無法享受到低谷電價的優(yōu)惠,企業(yè)若調(diào)整生產(chǎn)班次也面臨著員工工資上漲、工人短缺和產(chǎn)能適配等問題。
4月5日,央視財經(jīng)曾報道浙江嘉興市首個采用三方合作的用戶側(cè)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(chǎn)、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(zhuǎn),該儲能設(shè)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(jīng)濟收益,與此同時,利用儲能設(shè)備在低谷用電、平峰或高峰放電的方式,來調(diào)整用戶端負荷,達到平抑用戶自身用電負荷差和縮小電網(wǎng)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(guān)于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)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(wǎng)、微電網(wǎng)內(nèi)的市場主體參與現(xiàn)貨市場,充分激發(fā)和釋放用戶側(cè)靈活調(diào)節(jié)能力。