近日國家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于創(chuàng)新和完善促進(jìn)綠色發(fā)展價格機(jī)制的意見》中,明確指出要“擴(kuò)大高峰、低谷電價價差和浮動幅度”。如同人們關(guān)心儲能系統(tǒng)成本一樣,峰谷電價作為影響用戶側(cè)儲能收益率的關(guān)鍵因素,它的任何風(fēng)吹草動都會影響到這個市場的規(guī)模體量。
通過對峰谷電價差調(diào)整前后的儲能投資收益進(jìn)行測算可以發(fā)現(xiàn),儲能收益基于度電收益和度電成本的差值。以東莞用戶為例,東莞市大工業(yè)峰平谷電價分別為每度電1.0348元、0.6393元、0.3351元,度電收益最多也即峰谷價差接近7毛,峰平價差3毛多。
影響度電成本(系統(tǒng)造價 / 充放電的電量)的關(guān)鍵變量包括電池系統(tǒng)成本、電池循環(huán)壽命、每天充放電次數(shù),投資前需要做一些基本的假定。例如,小型商業(yè)儲能對于用地的限制,使得其更加偏好能量密度更高的鋰電池儲能系統(tǒng)。據(jù)悉,目前鋰電池儲能系統(tǒng)成本約200萬 /1MWH(0.5MW)。
從下面圖1和圖2的對比可知,若要投資用戶側(cè)儲能項目,對于兩充兩放的放電策略可能會更加偏好,它從第五年開始度電成本就小于峰谷價差了。若還考慮上財務(wù)成本,目前社會融資的平均成本在7%以上,據(jù)測算真實貨幣增速已經(jīng)不到7%,在企業(yè)還債壓力下,兩充兩放充放電策略回收成本速度更快,必將更受青睞。
然而這是基于電池生命周期為8年(也即循環(huán)次數(shù)要達(dá)到5280次)的測算。從下面的圖3看出,若以項目周期10年(也即循環(huán)次數(shù)要達(dá)到6600次)計算,項目投資收益率(IRR)也僅為1.5%,按照行業(yè)現(xiàn)在普遍推行的合同能源管理模式用戶分成10%后,IRR約為0.5%。這個收益率顯然不具備吸引力。
況且一直以來,循環(huán)次數(shù)是個謎,還沒多少投運時間夠長的儲能電站可供參考數(shù)據(jù)。
拉大峰谷價差對于度電收益有著直接影響。在整體電價不變或者波動很小的前提下假定拉大峰谷差,不考慮峰谷時段的變化,保持現(xiàn)狀,平段不變。當(dāng)前東莞的峰平谷電價比價為1.65:1:0.25,主要是根據(jù)(1.0348-0.0309):(0.6393-0.0309):(0.3351-0.0309)計算出來的。當(dāng)前的峰谷比例為1.65:0.25=0.66。當(dāng)峰谷比例拉大到= 1.75:0.25 = 7倍,峰平谷電價分別為1.0956、0.6393、0.1830。峰谷電價差超過9毛。峰谷、峰平平均價差接近7毛。
從圖4看出,拉大峰谷電價比例從6.6倍拉至7倍后,IRR從0.5%提升至6%。
若當(dāng)系統(tǒng)成本繼續(xù)下降到150萬/MWH時,項目投資收益率會達(dá)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%。如下圖5和圖6所示。
然而通過下面圖7、圖8、圖9的對比,部分用戶在拉大峰谷價差后,電費可能會增加。
假定兩種調(diào)整方案,峰谷比例分別為7倍和6倍。
調(diào)整方案1:峰谷比例 = 1.75:0.25 = 7;峰平谷電價分別為1.0956、0.6393、0.1830。
調(diào)整方案2:峰谷比例 = 1.80:0.30 = 6;峰平谷電價分別為1.1260、0.6393、0.2134。
兩種方案下,峰谷電價差都超過9毛。峰谷、峰平平均價差接近7毛。
文章來源:能見EKnower