7月2日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》，明確加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷，利用峰谷電價差、輔助服務補償?shù)仁袌龌瘷C制，促進儲能發(fā)展。政策對峰谷套利模式的認可使得用戶側(cè)儲能在今年呈現(xiàn)出燎原之勢，儲能項目更是成倍增加，同時也邁出市場化的重要一步。然而，競爭的核心法則始終是經(jīng)濟性，在全國一般工商業(yè)電價下調(diào)10%致使多數(shù)地區(qū)峰谷價差縮小后，用戶側(cè)儲能市場或?qū)L云再起。

政策致使多數(shù)地區(qū)峰谷價差縮小

2018年3月5日的政府工作報告中明確提出，大幅降低企業(yè)非稅負擔，降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，一般工商業(yè)電價平均降低10%。在經(jīng)過幾輪的電價調(diào)整后，截至10月15日全國各省市已經(jīng)基本上完成了上述的目標要求。

據(jù)統(tǒng)計，在全國調(diào)整一般工商業(yè)電價的31個省市中，共有18個省市發(fā)布了峰谷電價表。北極星儲能網(wǎng)通過對比17個省市最新調(diào)價文件前后的一般工商業(yè)電價發(fā)現(xiàn)，僅海南峰谷價差略有擴大，北京、天津和浙江維持不變，而其余各省市均都出現(xiàn)了不同程度的縮小(詳見表1)。

以儲能應用拓展方面走在全國前列的江蘇為例，今年以來共計下調(diào)一般工商業(yè)電價4次，但每次調(diào)價后峰谷價差均在縮小，最新一期各電壓等級的峰谷價差較2017年7月1日下降幅度更是多達0.1092元/千瓦時(如圖1所示)。

除了一般工商業(yè)電價下調(diào)直接縮小峰谷價差外，部分省市在調(diào)價文件中規(guī)定的“受電變壓器在315千伏安及以上的一般工商業(yè)用戶，可選擇執(zhí)行相應電壓等級的大工業(yè)兩部制電價”的政策也在間接縮小峰谷價差。據(jù)不完全統(tǒng)計，目前全國執(zhí)行峰谷電價的省市中已有北京、江蘇、河北等9個省市出臺了上述政策。北極星儲能網(wǎng)通過對比發(fā)現(xiàn)，一旦受電變壓器在315千伏安及以上的一般工商業(yè)用戶選擇執(zhí)行大工業(yè)兩部制電價，除陜西(不含榆林)和天津外，其他省市的峰谷價差均將出現(xiàn)縮小，尤其是北京地區(qū)，二者相差更是在0.4元/千瓦時以上(如表2所示)。

用戶側(cè)儲能項目投資回報期延長

目前，業(yè)內(nèi)普遍認為0.7元/千瓦時的峰谷價差是用戶側(cè)儲能套利的一個門檻。北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計最新峰谷電價發(fā)現(xiàn)，北京(城區(qū)、郊區(qū))、江蘇、廣東(廣州5市、江門、惠州、汕頭8市、云浮5市)、浙江、山東、甘肅八縣區(qū)的一般工商業(yè)峰谷價差滿足上述條件，但大工業(yè)卻僅有上海、江蘇、山東滿足，北京、廣東部分地區(qū)十分接近(如圖2、圖3所示)。

說明:圖中標注數(shù)據(jù)為不滿1KV電壓等級峰谷價差

說明:圖中標注數(shù)據(jù)為1-10KV電壓等級峰谷價差

由此可以看出，與大工業(yè)相比，一般工商業(yè)滿足目前用戶側(cè)儲能峰谷價差套利條件的地區(qū)更多。然而，一旦受電變壓器在315千伏安及以上的一般工商業(yè)用戶選擇執(zhí)行大工業(yè)兩部制電價，峰谷價差的縮小無疑會減少儲能項目的投資收益，更嚴重的將導致部分地區(qū)的用戶側(cè)儲能項目無法開展，如北京郊區(qū)等。事實上，由于用電量大，受電變壓器在315千伏安及以上的一般工商業(yè)用戶才是用戶側(cè)儲能投資的優(yōu)質(zhì)資源，所以該政策對儲能的影響或?qū)⑦h大于一般工商業(yè)電價下調(diào)。

綜上，由于絕大多數(shù)省市的峰谷價差在縮小，外加目前儲能系統(tǒng)成本的降幅不及預期，這勢必會降低儲能項目的投資收益，使得投資回報期被迫延長。

成本才是儲能商業(yè)化的關(guān)鍵

盡管峰谷價差縮小將對用戶側(cè)儲能產(chǎn)生不利影響，但這并不意味著用戶側(cè)儲能就失去了市場，因為除峰谷價差外，系統(tǒng)成本也是直接決定用戶側(cè)儲能投資效益的重要因素之一。隨著儲能技術(shù)的持續(xù)不斷進步，倘若系統(tǒng)成本能夠快速的下降，開展儲能項目的峰谷價差門檻也將會隨之降低，屆時全國或許將會更多地區(qū)可以滿足投資用戶側(cè)儲能的條件。但不可否認的是，峰谷價差的縮小勢必將加大儲能系統(tǒng)成本的壓力，倒逼成本降低。

據(jù)了解，2007年4小時容量的鋰電池儲能系統(tǒng)的成本大約每千瓦時8000-10000元，但到2017年卻已經(jīng)降到每千瓦時1800-2000元。業(yè)內(nèi)專家預計，隨著儲能技術(shù)的進步，未來3年的內(nèi)，鋰電池儲能系統(tǒng)的成本或?qū)⒔档椭撩壳邥r1500元左右或以下。

此外，除了峰谷價差套利外，用戶側(cè)儲能項目還可以通過減少基本電費、參與電力需求側(cè)響應和降低用戶側(cè)增容費用等其他方式來獲取盈利。據(jù)悉，目前，江蘇、上海、河南、山東等地已經(jīng)啟動了電力需求響應市場，并制定相關(guān)政策，所以用戶側(cè)儲能項目是可以參與來獲取補償獎勵。相關(guān)報道稱，今年國慶期間，金湖縣的江蘇理士電池有限公司通過調(diào)整儲能設備的運行方式，參與了江蘇省的電力需求響應，響應6次累計“填谷”5.32萬千瓦，獲得約12萬元的獎勵。此外，南都電源建設的無錫新區(qū)星洲工業(yè)園儲能系統(tǒng)項目也成功參與過電力需求響應。

綜合來看，全國多數(shù)地區(qū)峰谷價差縮小已經(jīng)是不爭的事實，而根據(jù)調(diào)研機構(gòu)GTM Research發(fā)布的《2018-2022美國電網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)價格》，儲能系統(tǒng)價格預計將會繼續(xù)下降,但下降速度不會像過去那樣快。因此，一旦儲能系統(tǒng)成本下降速度及幅度不能與峰谷價差縮小程度匹配的話，峰谷價差套利模式的用戶側(cè)儲能項目將會受到較大影響，而峰谷價差套利作為用戶側(cè)儲能項目的重要模式，勢必也將會影響整個市場。因此，短期內(nèi)國內(nèi)用戶側(cè)儲能市場或?qū)⑦M入調(diào)整期，待到儲能項目經(jīng)濟性再度顯現(xiàn)后才能迎來新的爆發(fā)。

除了峰谷價差，用戶側(cè)儲能市場還有哪些爆發(fā)點?現(xiàn)貨市場能夠成為儲能的春天嗎?綜合能源服務中的儲能商機有哪些?10月26日北京“2018中國分布式儲能峰會”特邀大咖現(xiàn)場解答!

報名請聯(lián)系：任女士18713515424 、張女士13191816562

附：最新峰谷電價表

1、安徽

2、北京

3、甘肅

4、廣東

5、海南

6、河北

7、河南

8、江蘇

9、寧夏

10、青海

11、山東

12、山西

13、陜西

14、上海

15、天津

16、云南

17、新疆

18、浙江