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工商业用户电价调整再次触动储能投资者的神经

作者:王思 来源:CNESA 发布时间:2018-09-07 浏览:

中国储能网讯:电力储能行业从业者一直以来都处于相对敏感的状态,十年市场推广过程中一直期望着政策的引导和市场的开放。故在过去一段时间里,“拼命”在各类政策文件中找寻“储能”一词的现象颇为普遍。进入“十二五”末期和“十三五”初期以来,储能已成为各类能源发展规划、电力体制改革和综合能源示范项目推广等政策中的必提词汇,储能市场参与者也感受到了久违的“幸福感”,但围绕“政策”和“市场”两方面更深层次的需求随之出现。山东省曾于今年7月印发了《关于开展电力需求响应市场试点工作的通知》,各类解读直指政策利好,极端之处甚至认为这是为储能系统应用而针对性出台的需求侧管理政策,未来在峰谷套利之外储能系统项目又获得了一新增价值点。实际上,国家推进电力需求侧管理工作已多年,储能也只是实现永久性或临时性转移高峰电力负荷的一项技术支撑,储能也早已通过各地需求响应试点工作获得了资金支持,但仍存在基准线单一和响应机制欠缺等制约储能技术应用的问题。此类问题已在CNESA对储能参与需求响应的研究中进行了分析。储能业内的“过度敏感”一方面展现了各类主体参与市场的热度,另一方面也表现出了对政策支持特别是市场化机制建设的迫切渴望。

除未来开放电力市场对储能应用存在积极影响外,现有政策规定下的价格机制已成为储能获取经济收益的唯一依靠。储能系统供应商和市场投资者都曾表示对未来政策价格机制调整存有担忧,特别是峰谷价差的减少将直接影响储能系统的投资收益。今年,国家发展和改革委员会发布了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》,明确提出要“利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制,促进储能发展。完善居民阶梯电价制度,推行居民峰谷电价”。在全国范围内面向各类主体推行峰谷电价已成为引导用户科学合理用电的重要方式,维持现有峰谷价差和未来拉大峰谷价差成为储能市场主体对这一政策引导方向的初步判别。

在利用价格机制促进电力行业绿色发展的同时,另一项降价减负工作同步进行。《2018年政府工作报告》曾提出要实现“降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%”的目标。短短六个月,国家数次发文降低一般工商业电价,各省市也纷纷落实降价政策,通过市场化交易、调整计费方式和降低输配电价等方式减少最终销售电价。实际上,电力市场化改革后依成本和收益核算各地输配电价的过程起步多年,为降低电价而从电网输配电环节入手也算合理,但各地通过疏导急速降低输配电价的行动力也在某种程度上挑战着以往核算体系的科学性,存量资产的真实性、增量资产的合理性以及成本收益的透明度看似还有待提高。国家经济大局需要政策引导和支持,部分地区单纯通过时间差来疏导调整电网企业收入的方式并不可取,政策引导下的价格调整仍要与市场化改革的方向相一致,且要与各省市电力运行的实际情况相一致。

北京市也先后四次发文降低一般工商业用户电力价格,在7月30日所下发的《关于调整本市销售电价有关问题的通知》(京发改﹝2018﹞1556号)文件中,创新地针对变压器容量在315千伏安及以上的北京市一般工商业用户,明确其可选择执行大工业两部制电价,两部制电力用户可自愿选择按变压器容量、合同最大需量或实际最大需量缴纳基本电费。基本电价计费方式变更周期及变更方式按照《国家发展改革委办公厅关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》(发改办价格〔2016〕1583号)规定执行”。通知在合理降低工商业用户电价的同时,实则也解决了交叉补贴后的工业和商业同价问题。目前,北京市全社会用电量以第三产业用电为主,工商业用户用电量占比大,且峰谷价差高。一般工商业用户全面向工业用户电价靠拢后,全年预计可减低一般工商业电费负担20.41亿元。而价格降低的背后,是全面的峰谷价差的缩小。

从CNESA以往项目追踪数据来看,截至2017年底,北京市已投运电储能项目30个,总装机规模为26.6MW/101.4MWh(不含储热冷和抽水蓄能)。虽然北京市已投运电储能项目装机规模仅占全国总装机比重的7%,但由于良好的峰谷价差(1-10千伏一般工商业用户峰谷价差约1.02元,夏季尖峰电价与低谷电价价差达到1.14元),北京市用户侧储能技术应用市场已成为了全国“一类”储能开发市场,针对各大型商业综合体的项目开发竞争激烈。此次电价的调整直接影响了北京市储能市场推广的积极性。目前来看,一旦工商业用户采用大工业用户两部制电价执行方式,尖峰和低谷价差将减少至0.7元(1-10千伏),而高峰和低谷价差将缩减至0.61元(1-10千伏)。按现有项目成本计算,在无法通过市场化交易和需求侧管理等措施降低成本和增加收益的情况下,北京市储能系统应用难以实现经济价值。受制于政策机制不健全和并网环节缺失等因素,储能应用市场环境有所恶化。对已在北京布局储能业务并落实储能系统应用的投资方而言,政策的变化给其项目投资带来了风险,对意向落实项目开发的系统供应商和用户而言,单纯利用储能系统进行峰谷价差套利的收益模式已难以为继。此次一般工商业用户的电价调整并未完全结合产业用电实际情况在峰谷定价上予以考虑,有必要在未来结合电力运行实际情况做出适当调整,反应市场各类主体实际需求和技术应用现状,以提升电力系统整体运行效益。

政策的变化和市场的调整触动着储能从业者的神经,现有技术成本下的规模化应用确有一定投资风险。但从项目开发商角度出发,储能是综合能源服务中的一类技术支撑,开放电力市场下仍存在潜在价值收益,而用户是实现服务增值的基础,扩展可实现的综合能源服务内容是未来绑定用户的关键。新经济形势下,政策导向有关大局,但也要从整个能源变革和市场开放的角度出发,做全面设计和考虑,避免一方激励下所造成的他方抑制。

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