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电价机制改革半年:用电成本上涨企业陷困境 工商业储能解难题

作者:中国储能网新闻中心 来源:北极星储能网 发布时间:2022-05-06 浏览:

中国储能网讯:4月28日,电网公司又公布各省市2022年5月电网代理购电价格,截至目前,北极星储能网统计分析了从去年12月以来半年的峰谷电价差数据,发现了一些规律。

全国超六成地区具备工商业储能盈利条件

目前工商业用户侧储能主要是通过峰谷电价差套利形式获取收益,即利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出,只要峰谷电价差高于储能单次循环成本,储能项目即可盈利。

以当下我国电化学储能系统成本1.8元/Wh为例,电池单次循环成本约为0.7元/kWh,这意味着峰谷价差在0.7元/kWh以上用户侧储能才具有经济性。

北极星储能网统计了2021年12月到2022年5月半年时间的电网代理购电价格,除去1.5倍代理购电价情况,除了湖北、西藏,共有29省已经开始执行峰谷电价。

其中有21省市峰谷电价差超过0.7元/度,仅2022年5月份就有北京、广东、河北、河南等19省市最大峰谷电价差超过0.7元/度,这也就意味着全国已有超过六成的省份,具备用户侧储能盈利条件。

广东、重庆、天津、浙江、广西、海南六省最大峰谷电价差曾超1.0元/kWh,这些省份的电价差对于储能来说具备较高的经济性。

据北极星储能网往年统计数据可知,江苏、山东、广东、北京为峰谷电价差较大的区域,这些地区的用户侧储能可能具备经济性。

由此可见,在电网代理购电的政策下多省的电价差有明显拉大。

拉高峰谷价差利好储能发展

2021年7月,国家发改委发布分时电价机制通知,要求进一步完善峰谷分时电价机制,要求最大系统峰谷差率超过40%的地方、峰谷电价价差不低于4:1;其他地方峰谷电价价差不低于3:1。此外还要求建立尖峰电价机制,尖峰电价在峰段电价再上浮20%以上。此举将有利于引导用户在低谷时充电和加大生产,在高峰时放电和减小生产,有利于提升电网系统的调节能力,使系统能效的损耗降至最低,进一步促进新能源生产和消纳。

随后各地区根据自己的情况开展分时电价,广东、陕西、重庆、湖南等地峰谷差超过4:1。其中,广东峰谷差为全国最大、已经达到4.47:1。

作为盈利省市中的佼佼者,广东成为了亮点区域,近半年在电网代理购电的最大峰谷价差均超过0.9元/度。广东等地2021年10月起开始执行的分时电价政策中,共设置两次尖峰/高峰时段,变相增加了储能的盈利机会,缩短了储能项目投资回收期。

每年夏季高温时段和冬季低温时节,都是用电高峰期,更是能源相对紧张期。为了缓解用电压力,开展尖峰电价这样有利于一些电力用户减少用电,从而实现电力资源优化配置。

各地政策中提出尖峰电价受季节性尖峰电价影响,以广东为例,在7月、8 月和 9 月三个整月执行尖峰电价,另外只要日最高气温达到 35℃及以上,每天 11-12 时、15-17 时三个小时也执行尖峰电价。蒙西地区则依照大小风季具体情况,执行上下浮动的峰谷电价。因而从2月开始,部分省市开始缩小峰谷电价差,但预计随着夏季来临,后续各省峰谷电价差又将进一步拉大。

另外,各个省份也按各自情况有“差别对待”。其中北京市根据经济性需求城区、郊区、亦庄经济开发区略有差异。而广东是按不同城市来区分,其中经济发展较快,用电需求较大的广州、珠海、佛山、中山、东莞的价差最明显,5月最高峰谷价差达到1.375元,粤北山区地区价差相对较小,5月最高峰谷价差在1.1651元。

企业用电成本大增,多方合作分享储能收益

国家发改委发文从2021年10月15日起有序放开燃煤发电量上网电价,提出调整燃煤发电交易价格上下浮动范围为均不超过基准电价的20%,文中提出取消工商业目录销售电价,对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电,要求各地要加快落实分时电价政策,建立尖峰电价机制,引导用户错峰用电、削峰填谷。电价政策的变革为生产企业带来了不小的成本压力,安装用户侧储能成为解决手段之一。

据浙江瑞安价格调查显示,2021年11月至2022年2月,工业用电出厂价格环比呈上涨趋势:2022年1月大部分企业通过市场购电,工业用电价格出现跳涨。此外,5家参与调研的制造业企业参与电力市场化购电,2022年1月、2月平均用电价格较上年11月分别上涨17%和16%,涨幅较大。以瑞安市革新机电有限公司为例,企业月均用电量在200万千瓦时,即使电价稳定,全年电力成本也将至少增加100余万元以上。

几乎同一时期开始,当地全年大工业电价峰谷时段也进行了调整,除11:00-13:00外,白天均为尖、高峰时段,拉大了峰谷价差,对企业生产计划造成了影响。如瑞安市江南铝业有限公司,生产班次只有白班、无法享受到低谷电价的优惠,企业若调整生产班次也面临着员工工资上涨、工人短缺和产能适配等问题。

4月5日,央视财经曾报道浙江嘉兴市首个采用三方合作的用户侧储能案例,解决了企业用电难题。项目通过储能投资商投资生产、在制造业企业端安装投运、当地电力部门搭建储能控制平台及项目集中运转,该储能设备在500kW功率下、每天用电高峰时放电4小时,每年预计可节约用电成本5万元。在此模式下,既缓解了企业的用电需求、减少了企业电费支出,给储能投资商带来了经济收益,与此同时,利用储能设备在低谷用电、平峰或高峰放电的方式,来调整用户端负荷,达到平抑用户自身用电负荷差和缩小电网峰谷差的目的。

日前,《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》中提到,加快推动各类型具备条件的电源参与电力现货市场,引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体,以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场,充分激发和释放用户侧灵活调节能力。

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