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峰谷電價的大力推行為儲能套利提供可觀空間。我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電，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題，保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價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(guī)模使用高價的電網(wǎng)電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現(xiàn)峰谷電價套利。

（本文綜合整理自PV兔子、新能源李歌）

基本原理

根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，全國用電大省峰谷價差分布于0.4~0.9元/kWh，特別的，對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于0.8元/kWh，為用戶側(cè)利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。

峰谷電價套利示意圖

部分省市2016年工業(yè)用電平均峰谷電價及價差

用戶側(cè)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(xiàn)行的兩部制電價，供電部門會以其變壓器容量或最大需用量為依據(jù)，每月固定收取一定的基本電價。這些企業(yè)可以利用儲能系統(tǒng)進行容量費用管理，即在用電低谷時儲能，在高峰時釋放，實現(xiàn)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

儲能可提升用戶的電能質(zhì)量和可靠性。傳統(tǒng)的供電體系網(wǎng)絡復雜，設備負荷性質(zhì)多變，用戶獲得的電能質(zhì)量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動性。而用戶側(cè)安裝的儲能系統(tǒng)服務對象明確，其相對簡單和可靠的組成結(jié)構(gòu)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，儲能系統(tǒng)還可以作為備用電源，提升供電可靠性。

儲能系統(tǒng)成本和峰谷價差直接決定用戶側(cè)儲能的投資效益。假設工廠每年開展生產(chǎn)300天，根據(jù)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(tǒng)一次性投入成本和峰谷價差有關(guān)。根據(jù)CNESA儲能項目庫對中國儲能項目的追蹤統(tǒng)計，江蘇、和廣東等省份成為2017年國內(nèi)儲能項目規(guī)劃建設投運最熱地區(qū)，這些地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，工商業(yè)園區(qū)多、用電負荷大，用戶側(cè)峰谷電價差較大，利用儲能削峰填谷擁有較為可觀的套利空間。以廣東省峰谷價差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)展所帶來的成本優(yōu)勢將助其逐漸擴大市場。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(xiàn)階段鋰電池的投資回收期要長于鉛蓄電池。根據(jù)CNESA的統(tǒng)計，2017年用戶側(cè)領(lǐng)域新增電化學儲能項目中，鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池，也說明出于成本考慮，現(xiàn)在企業(yè)更傾向于安裝經(jīng)濟效益更佳的鉛蓄電池。但隨著鋰離子電池技術(shù)迅速發(fā)展，其成本自2010年以來已經(jīng)下降近80%。根據(jù)國家發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》，到2020年鋰電系統(tǒng)成本將降至1元/Wh以下，屆時投資回收期有望縮短至3.9年。且隨著退役動力電池進入梯次利用領(lǐng)域，儲能成本將會進一步下降。

鋰離子電池系統(tǒng)平均成本快速下降(元/kWh)

我國龐大的工業(yè)用電規(guī)模決定了用戶側(cè)儲能市場想象空間巨大。從市場規(guī)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(guī)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(tǒng);我們統(tǒng)計了主要用電大省峰谷電價時段分布，保守估計法定工作時間內(nèi)峰電時間占比超過40%，考慮部分煤炭、冶金、化工等行業(yè)具有連續(xù)生產(chǎn)特點，假設高峰時段用電量占比為30%;按照工廠全年工作時間300天測算，那么所需電池儲能規(guī)模為：44413*80%*20%*30%/300=711GWh。

部分省市峰谷時段

關(guān)于政策

國內(nèi)利好政策頻出，用戶側(cè)儲能受到大力支持。自2011年《國家能源科技“十二五”規(guī)劃》出臺，其中明確提出要建成面向用戶的智能電網(wǎng)服務，并開展集中/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，對于推動用戶側(cè)儲能發(fā)展具有重要的意義。整體上，用戶側(cè)儲能屬于儲能的一個細分領(lǐng)域，尚未有專門的單獨對該行業(yè)進行指導的政策性文件;但是在一些重要的發(fā)展規(guī)劃或指導意見中都對其表達了的支持。相關(guān)政策主要分為兩類，一是在電改工程里，堅定推廣完善峰谷電價、季節(jié)電價等價格機制;二是放開用戶側(cè)市場，鼓勵用戶自主參與儲能調(diào)峰。

峰谷價差有望進一步擴大，有助于提升用戶側(cè)儲能的投資效益。隨著我國經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)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(xù)生產(chǎn)特點，因此季節(jié)及日內(nèi)用電量波動相對較小;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，會加大峰谷電差。實行峰谷分時電價，發(fā)揮價格杠桿作用符合商品價值規(guī)律，也可有效優(yōu)化負荷分配。我國現(xiàn)階段的峰谷價之比仍然偏低，為3~4倍。隨著電力市場進一步放開，峰谷價差有望繼續(xù)拉大，屆時投資回收期將會進一步縮短，峰谷套利投資的效益也會進一步提升。比如2017年9月，國家發(fā)改委印發(fā)了《關(guān)于北方地區(qū)清潔供暖價格政策的意見》，指出適當擴大銷售側(cè)峰谷電價差，在銷售側(cè)平均水平不變的情況下，進一步擴大采暖季谷段用電電價下浮比例等。

用戶側(cè)儲能電站的開發(fā)

1、用戶分類：

1.1 第一類用戶：

1.1.1 負荷有很明顯的峰谷變化的。

1.1.2 用戶特點：

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間一致波動；

年用電量不大于2000萬千瓦時；

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

用戶集中在木材加工廠、園區(qū)、寫字樓等。

1.2  第二類用戶：

負荷相對比較穩(wěn)定的，無峰谷特征；

1.2.1 用戶特點：

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小時用電，無峰谷差別；

年用電量不小于2000萬千瓦時；

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

用戶集中在紡織、線路板廠、電子廠、數(shù)據(jù)中心等。

基本電費是最大的攔路虎。

1.3 第三類用戶：

高能耗企業(yè)，錯峰用電的，谷電比例高。

1.3.1用戶特點

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2000萬千瓦時；

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

用戶集中在鋼鐵等高耗能企業(yè)等。

峰段負荷低，谷段負荷高，充不滿放不完，是最大的攔路虎。

2. 思考

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

2、儲能放電時，如果用戶消納不完，可以返送到電網(wǎng)上去。（儲能返送到線路上去的時候，對繼電保護有一定的影響，但是由于儲能PCS的IGBT不具備長時間過載能力--短路電流持續(xù)不能超過10ms,內(nèi)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(shù)據(jù)中心、負荷率低的用戶等，可安裝儲能設備的容量可用放大幾倍。為用戶側(cè)儲能電站參與電力市場輔助服務創(chuàng)造有利條件，大量分布式儲能的應用，能對電網(wǎng)調(diào)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(tǒng)成本：

1.2  度電成本：

何為度電成本?

在儲能電站生命周期內(nèi)，系統(tǒng)造價 / 充放電的電量。

以下以250kW-500kW/1000kWh系統(tǒng)為例說明：

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：系統(tǒng)總成本低的，度電成本不一定低，梯次利用價值幾何？很關(guān)鍵的一個參數(shù) ---循環(huán)次數(shù)。一直以來，循環(huán)次數(shù)是個謎，因為還沒多少投運時間夠長的儲能電站可供參考數(shù)據(jù)。

2、儲能收益

2.1 以東莞用戶為例：

2.1.2 （1MWH）儲能系統(tǒng)：

每天兩次循環(huán)：

b. 每天一次循環(huán)

c.  財務模型

d.   系統(tǒng)收益測算

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

e.  系統(tǒng)成本下降到120萬/MWH，則投資收益率約為10%。

f.   考慮拉大峰谷電價差：

h.  需要系統(tǒng)成本進一步下降到180萬/MWH，則投資收益率約為8%。

i. 當系統(tǒng)成本進一步下降到150萬/MWH，則投資收益率約為9-10%。

2. 預測：

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

思考

目前制約用戶側(cè)儲能發(fā)展的，主要有以下幾個因素：

1、電價差太小--現(xiàn)有成本下，價差要有9毛以上才能滿足投資回報率需要;

2、沒地方安裝--1MWH儲能電站，占地20平米;

3、用戶分成比例小--10%的分成比例，1MWH約3萬;

4、兩部制電價---基本電費制約了很多用戶可安裝儲能的容量;

5、系統(tǒng)成本偏高--目前鋰電池EPC成本需要200萬元/MWH。

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

建議

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

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

3、儲能集成商需要進一步優(yōu)化設計，降低成本。

4、儲能是定制化方案，需要結(jié)合用戶負荷特性來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差是很難滿足投資要求，需要結(jié)合輔助服務，需量管理綜合考慮。

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