前言：小編最近都忙啥呢，忙著(zhù)為用戶(hù)整理關(guān)于光伏儲能的相關(guān)信息，后期為大家帶來(lái)更多關(guān)于光伏儲能的相關(guān)訊息!

峰谷電價(jià)的大力推行為儲能套利提供可觀(guān)空間。我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶(hù)均已實(shí)施峰谷電價(jià)制，通過(guò)降低夜間低谷期電價(jià)，提高白天高峰期電價(jià)，來(lái)鼓勵用戶(hù)分時(shí)計劃用電，從而有利于電力公司均衡供應電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問(wèn)題，保證電力系統的安全與穩定。儲能用于峰谷電價(jià)套利,用戶(hù)可以在電價(jià)較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規模使用高價(jià)的電網(wǎng)電能，如此可以降低用戶(hù)的電力使用成本，實(shí)現峰谷電價(jià)套利。

（本文綜合整理自PV兔子、新能源李歌）

基本原理

根據國家電網(wǎng)數據，全國用電大省峰谷價(jià)差分布于0.4~0.9元/kWh，特別的，對于江蘇和廣東兩個(gè)用電量全國前二的省份，其峰谷價(jià)差高于0.8元/kWh，為用戶(hù)側利用儲能來(lái)套利峰谷價(jià)差提供了可觀(guān)空間。

峰谷電價(jià)套利示意圖

部分省市2016年工業(yè)用電平均峰谷電價(jià)及價(jià)差

用戶(hù)側儲能的優(yōu)勢及收益分析

儲能有助于企業(yè)管理容量費用。對于大的工業(yè)企業(yè)，因現行的兩部制電價(jià)，供電部門(mén)會(huì )以其變壓器容量或最大需用量為依據，每月固定收取一定的基本電價(jià)。這些企業(yè)可以利用儲能系統進(jìn)行容量費用管理，即在用電低谷時(shí)儲能，在高峰時(shí)釋放，實(shí)現在不影響正常生產(chǎn)的情況下，降低最高用電功率，從而降低容量費用。

儲能削峰可以降低基本電價(jià)

儲能可提升用戶(hù)的電能質(zhì)量和可靠性。傳統的供電體系網(wǎng)絡(luò )復雜，設備負荷性質(zhì)多變，用戶(hù)獲得的電能質(zhì)量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動(dòng)性。而用戶(hù)側安裝的儲能系統服務(wù)對象明確，其相對簡(jiǎn)單和可靠的組成結構保證輸出更高質(zhì)量的電能。當電網(wǎng)供電不足或其他特殊情況時(shí)，儲能系統還可以作為備用電源，提升供電可靠性。

儲能系統成本和峰谷價(jià)差直接決定用戶(hù)側儲能的投資效益。假設工廠(chǎng)每年開(kāi)展生產(chǎn)300天，根據計算公式：靜態(tài)投資回收期=(電池容量*單位容量一次性投入成本)/(每日高峰期用電量*峰谷價(jià)差)/300，約定企業(yè)安裝電池容量等于其平均每日高峰期用電量，可以看出在不考慮維護成本前提下，投資回收期只與儲能系統一次性投入成本和峰谷價(jià)差有關(guān)。根據CNESA儲能項目庫對中國儲能項目的追蹤統計，江蘇、和廣東等省份成為2017年國內儲能項目規劃建設投運最熱地區，這些地區經(jīng)濟發(fā)達，工商業(yè)園區多、用電負荷大，用戶(hù)側峰谷電價(jià)差較大，利用儲能削峰填谷擁有較為可觀(guān)的套利空間。以廣東省峰谷價(jià)差0.86元/kWh為例，采用不同的電池技術(shù)，計算各自的投資回收成本。

鋰離子電池快速發(fā)展所帶來(lái)的成本優(yōu)勢將助其逐漸擴大市場(chǎng)。利用鉛炭電池套利靜態(tài)投資回收期不足5年，已經(jīng)具有商業(yè)化可行性。由于鋰電池成本相對較高，現階段鋰電池的投資回收期要長(cháng)于鉛蓄電池。根據CNESA的統計，2017年用戶(hù)側領(lǐng)域新增電化學(xué)儲能項目中，鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池，也說(shuō)明出于成本考慮，現在企業(yè)更傾向于安裝經(jīng)濟效益更佳的鉛蓄電池。但隨著(zhù)鋰離子電池技術(shù)迅速發(fā)展，其成本自2010年以來(lái)已經(jīng)下降近80%。根據國家發(fā)布的《節能與新能源汽車(chē)技術(shù)路線(xiàn)圖》，到2020年鋰電系統成本將降至1元/Wh以下，屆時(shí)投資回收期有望縮短至3.9年。且隨著(zhù)退役動(dòng)力電池進(jìn)入梯次利用領(lǐng)域，儲能成本將會(huì )進(jìn)一步下降。

鋰離子電池系統平均成本快速下降(元/kWh)

我國龐大的工業(yè)用電規模決定了用戶(hù)側儲能市場(chǎng)想象空間巨大。從市場(chǎng)規模方面，我國的工業(yè)總用電量2017年達44413億kWh，只考慮用電量最大的重工業(yè)(因為用電規模大，所需電池容量大，對應的單位成本更低，套利空間更大)，其在工業(yè)用電中占比80%。假設其中20%的企業(yè)安裝儲能系統;我們統計了主要用電大省峰谷電價(jià)時(shí)段分布，保守估計法定工作時(shí)間內峰電時(shí)間占比超過(guò)40%，考慮部分煤炭、冶金、化工等行業(yè)具有連續生產(chǎn)特點(diǎn)，假設高峰時(shí)段用電量占比為30%;按照工廠(chǎng)全年工作時(shí)間300天測算，那么所需電池儲能規模為：44413*80%*20%*30%/300=711GWh。

部分省市峰谷時(shí)段

關(guān)于政策

國內利好政策頻出，用戶(hù)側儲能受到大力支持。自2011年《國家能源科技“十二五”規劃》出臺，其中明確提出要建成面向用戶(hù)的智能電網(wǎng)服務(wù)，并開(kāi)展集中/分散式儲能等關(guān)鍵技術(shù)的研究和應用，此后不斷有政策出臺，對于推動(dòng)用戶(hù)側儲能發(fā)展具有重要的意義。整體上，用戶(hù)側儲能屬于儲能的一個(gè)細分領(lǐng)域，尚未有專(zhuān)門(mén)的單獨對該行業(yè)進(jìn)行指導的政策性文件;但是在一些重要的發(fā)展規劃或指導意見(jiàn)中都對其表達了的支持。相關(guān)政策主要分為兩類(lèi)，一是在電改工程里，堅定推廣完善峰谷電價(jià)、季節電價(jià)等價(jià)格機制;二是放開(kāi)用戶(hù)側市場(chǎng)，鼓勵用戶(hù)自主參與儲能調峰。

峰谷價(jià)差有望進(jìn)一步擴大，有助于提升用戶(hù)側儲能的投資效益。隨著(zhù)我國經(jīng)濟結構調整，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比不斷下降，第三產(chǎn)業(yè)則不斷上升。由于工業(yè)企業(yè)相當比例具有連續生產(chǎn)特點(diǎn)，因此季節及日內用電量波動(dòng)相對較小;而第三產(chǎn)業(yè)中與居民生活、商業(yè)相關(guān)用電不斷上升，會(huì )加大峰谷電差。實(shí)行峰谷分時(shí)電價(jià)，發(fā)揮價(jià)格杠桿作用符合商品價(jià)值規律，也可有效優(yōu)化負荷分配。我國現階段的峰谷價(jià)之比仍然偏低，為3~4倍。隨著(zhù)電力市場(chǎng)進(jìn)一步放開(kāi)，峰谷價(jià)差有望繼續拉大，屆時(shí)投資回收期將會(huì )進(jìn)一步縮短，峰谷套利投資的效益也會(huì )進(jìn)一步提升。比如2017年9月，國家發(fā)改委印發(fā)了《關(guān)于北方地區清潔供暖價(jià)格政策的意見(jiàn)》，指出適當擴大銷(xiāo)售側峰谷電價(jià)差，在銷(xiāo)售側平均水平不變的情況下，進(jìn)一步擴大采暖季谷段用電電價(jià)下浮比例等。

用戶(hù)側儲能電站的開(kāi)發(fā)

1、用戶(hù)分類(lèi)：

1.1 第一類(lèi)用戶(hù)：

1.1.1 負荷有很明顯的峰谷變化的。

1.1.2 用戶(hù)特點(diǎn)：

變壓器容量不大于5000KVA，最高負荷60-80%，按照容量交基本電費；

日用電峰谷期跟隨作息時(shí)間一致波動(dòng)；

年用電量不大于2000萬(wàn)千瓦時(shí)；

本著(zhù)“充得滿(mǎn)，放得完”最經(jīng)濟原則，儲能電站可安裝容量2-6MWH。

用戶(hù)集中在木材加工廠(chǎng)、園區、寫(xiě)字樓等。

1.2  第二類(lèi)用戶(hù)：

負荷相對比較穩定的，無(wú)峰谷特征；

1.2.1 用戶(hù)特點(diǎn)：

變壓器容量不小于4MVA-100MVA，最高負荷30-50%，按照需量交基本電費；

24小時(shí)用電，無(wú)峰谷差別；

年用電量不小于2000萬(wàn)千瓦時(shí)；

本著(zhù)充得滿(mǎn)，放得完最經(jīng)濟原則，儲能電站可安裝容量2-60MWH。

用戶(hù)集中在紡織、線(xiàn)路板廠(chǎng)、電子廠(chǎng)、數據中心等。

基本電費是最大的攔路虎。

1.3 第三類(lèi)用戶(hù)：

高能耗企業(yè)，錯峰用電的，谷電比例高。

1.3.1用戶(hù)特點(diǎn)

變壓器容量不小于4MVA-100MVA，最高負荷50-80%，按照容量交基本電費；

錯峰用電，谷電占比不低于50%；

年用電量不小于2000萬(wàn)千瓦時(shí)；

本著(zhù)充得滿(mǎn)，放得完最經(jīng)濟原則，儲能電站可安裝容量2-10MWH。

用戶(hù)集中在鋼鐵等高耗能企業(yè)等。

峰段負荷低，谷段負荷高，充不滿(mǎn)放不完，是最大的攔路虎。

2. 思考

1、直接安裝在10kV母線(xiàn)上或者35kV母線(xiàn)上的儲能設備，不應該收基本電費。

2、儲能放電時(shí)，如果用戶(hù)消納不完，可以返送到電網(wǎng)上去。（儲能返送到線(xiàn)路上去的時(shí)候，對繼電保護有一定的影響，但是由于儲能PCS的IGBT不具備長(cháng)時(shí)間過(guò)載能力--短路電流持續不能超過(guò)10ms,內部即封鎖脈沖輸出，對短路電流影響不大）

如果能突破以上的條條框框，數據中心、負荷率低的用戶(hù)等，可安裝儲能設備的容量可用放大幾倍。為用戶(hù)側儲能電站參與電力市場(chǎng)輔助服務(wù)創(chuàng )造有利條件，大量分布式儲能的應用，能對電網(wǎng)調度產(chǎn)生積極影響。

儲能投資收益

1、儲能電站成本

1.1 系統成本：

1.2  度電成本：

何為度電成本?

在儲能電站生命周期內，系統造價(jià) / 充放電的電量。

以下以250kW-500kW/1000kWh系統為例說(shuō)明：

1.2.1  鋰電池度電成本1（一.天兩次循環(huán)）

1.2.2  鋰電池度電成本2（一.天一次循環(huán)）：

1.2.3  鉛碳電池度電成本2（一天一次循環(huán)）：

1.2.4  鋰電池度電成本（一天兩次循環(huán)）：

可見(jiàn)：系統總成本低的，度電成本不一定低，梯次利用價(jià)值幾何？很關(guān)鍵的一個(gè)參數 ---循環(huán)次數。一直以來(lái)，循環(huán)次數是個(gè)謎，因為還沒(méi)多少投運時(shí)間夠長(cháng)的儲能電站可供參考數據。

2、儲能收益

2.1 以東莞用戶(hù)為例：

2.1.2 （1MWH）儲能系統：

每天兩次循環(huán)：

b. 每天一次循環(huán)

c.  財務(wù)模型

d.   系統收益測算

目前儲能系統成本約200萬(wàn) /1MWH(0.5MW)，則投資收益率約為0.5%。

e.  系統成本下降到120萬(wàn)/MWH，則投資收益率約為10%。

f.   考慮拉大峰谷電價(jià)差：

h.  需要系統成本進(jìn)一步下降到180萬(wàn)/MWH，則投資收益率約為8%。

i. 當系統成本進(jìn)一步下降到150萬(wàn)/MWH，則投資收益率約為9-10%。

2. 預測：

拉大峰谷價(jià)差后，當系統成本下降到150萬(wàn)/MWH時(shí)，項目投資收益率會(huì )達到15%；但用戶(hù)的吸引力還不夠，合同能源管理模式將是主要投資方式。由于競爭激烈，用戶(hù)分成比例提高那是必然的，投資方的收益率會(huì )被限制在9-10%。

思考

目前制約用戶(hù)側儲能發(fā)展的，主要有以下幾個(gè)因素：

1、電價(jià)差太小--現有成本下，價(jià)差要有9毛以上才能滿(mǎn)足投資回報率需要;

2、沒(méi)地方安裝--1MWH儲能電站，占地20平米;

3、用戶(hù)分成比例小--10%的分成比例，1MWH約3萬(wàn);

4、兩部制電價(jià)---基本電費制約了很多用戶(hù)可安裝儲能的容量;

5、系統成本偏高--目前鋰電池EPC成本需要200萬(wàn)元/MWH。

6、循環(huán)次數之謎--鋰電池DOD 90%-6000次，鉛碳DOD60%-3000次?

建議

1、基本電費是用戶(hù)側儲能的最大攔路虎，儲能充電時(shí)，不應該增加基本電費;

2、需要加快確認儲能電站作為市場(chǎng)主體參與的地位，參見(jiàn)《分布式發(fā)電管理辦法(意見(jiàn)征求稿)》。

3、儲能集成商需要進(jìn)一步優(yōu)化設計，降低成本。

4、儲能是定制化方案，需要結合用戶(hù)負荷特性來(lái)考慮安裝儲能的容量，建議設立領(lǐng)跑者項目，給與更多的政策支持。

5、儲能電站純靠峰谷價(jià)差是很難滿(mǎn)足投資要求，需要結合輔助服務(wù)，需量管理綜合考慮。

6、安裝位置：需要統籌考慮配電網(wǎng)變電站(110/220kV)集中式與用戶(hù)端分散式相結合。