1 從不同視角看用戶側(cè)能源管理的重要性
1.1 電網(wǎng)角度：用戶側(cè)能源管理可實現(xiàn)就地消納，緩解電網(wǎng) 壓力
1.1.1 電力資源與負(fù)荷中心逆向分布，多個省份存在電力缺口
我國電力資源與負(fù)荷中心分布不平衡。我國東、中、西部呈現(xiàn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平和 電力資源分布不均衡的特點(diǎn)，主要體現(xiàn)在： 1) 區(qū)域電力供需矛盾：我國南方經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)，電力需求量相對較大，而北方地 區(qū)電力供應(yīng)相對不足，導(dǎo)致南北電力供需矛盾。 2) 地區(qū)電力負(fù)荷不均：我國東部沿海地區(qū)工業(yè)發(fā)達(dá)，電力需求量相對較大， 而西部地區(qū)經(jīng)濟(jì)相對落后，電力需求量相對較小，導(dǎo)致地區(qū)電力負(fù)荷不均。 3)電力輸送能力需提升：由于電力資源的錯配，東部經(jīng)濟(jì)活躍地區(qū)需要依賴 中西部的“西電東送”工程輸送電力資源。但目前我國電力輸送能力相對不足，在 升壓及長距離輸送過程中會有所損耗，造成部分浪費(fèi)，導(dǎo)致電力供需中心之間的電 力輸送困難，也加劇了電力供需不均衡的問題。
2022 年我國有 15個省份存在電力缺口。從 2022 年各省份發(fā)電量和用電量 的差額來看，全國有 15個省份存在電力缺口，其中主要以廣東、浙江、江蘇、山 東、河北為主。發(fā)電量盈余的地區(qū)主要是內(nèi)蒙古、云南、山西、四川、新疆等地區(qū)。
1.1.2 分布式光伏等新能源高比例接入，電網(wǎng)穩(wěn)定性面臨考驗
我國分布式光伏累計裝機(jī)占比逐漸提升。相比于集中式光伏，分布式光伏規(guī)模 較小、輸出電壓功率較小且更接近用戶側(cè)，具有投資小、建設(shè)快、占地面積小等優(yōu) 勢。截至 2022 年底，中國光伏累計裝機(jī)量達(dá) 392GW，其中分布式光伏累計裝機(jī) 量達(dá) 158GW，占比 40%。
工商業(yè)光伏已經(jīng)成為新增分布式光伏的重要組成部分。分布式光伏按安裝主 體的不同可分為工商業(yè)屋頂分布式光伏與戶用分布式光伏。2022 年我國光伏新增 裝機(jī)87.41GW，同比增長59.3%;分布式光伏新增裝機(jī)51.1GW，同比增長74.5%; 其中工商業(yè)光伏新增 25.86GW，同比增長 236.7%，占比達(dá)到 51%。
配電網(wǎng)的接納能力和消納能力面臨嚴(yán)峻考驗。分布式能源、儲能、電動汽車、 智能用電等大量交互式設(shè)備接入，導(dǎo)致電網(wǎng)潮流方向發(fā)生改變，電壓分布、諧波等 影響配電網(wǎng)電能質(zhì)量，終端無序用電將會增大凈負(fù)荷峰谷差，功率波動問題更加突 出，配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行將受到影響。
工商業(yè)用戶合理配置儲能可提供就地消納能力，緩解電網(wǎng)壓力。分布式光儲一 體化是一種布置在用戶側(cè)的集能源生產(chǎn)消費(fèi)為一體的能源供應(yīng)方式，是現(xiàn)代能源 系統(tǒng)不可或缺的重要組成部分。分布式光伏配儲能可在用戶端構(gòu)建小型微電網(wǎng)系 統(tǒng)，在用戶遭遇限電、斷電、自然災(zāi)害等電力供給異常的情況下，可開啟離網(wǎng)狀態(tài)， 保障負(fù)荷需求，不僅可以大大提高就地消納能力，減緩電網(wǎng)供電壓力，還可以抵消 安裝業(yè)主的電網(wǎng)購買電量，節(jié)省電費(fèi)，備受投資者的青睞。
1.2 企業(yè)角度：保證電力穩(wěn)定供應(yīng)為首要任務(wù)，經(jīng)濟(jì)性提升 加強(qiáng)配儲意愿
1.2.1 工商業(yè)用電需求居高不下，“有序用電”政策引發(fā)用電焦慮
中國工業(yè)用電總量保持穩(wěn)定增長態(tài)勢，需求仍占主要位置。2016-2021 年中 國工業(yè)用電量的復(fù)合增速為 6%，保持穩(wěn)定增長。從 2022 年中國全社會用電量情 況來看，第二產(chǎn)業(yè)用電量 57001 億千瓦時，同比增長 1.2%，其中全國工業(yè)用電量 為 56000 億千瓦時，同比增長 2%。根據(jù) 2022 年全國全社會用電量分產(chǎn)業(yè)情況 來看，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比 66%，其中工業(yè)用電量占全社會用電量的 64.8%，占 據(jù)主要份額。
“有序用電”政策催生工商業(yè)用戶對備用電源的需求。“有序用電”指通過間 歇或按時供電的方式，臨時減少客戶用電負(fù)荷的措施。2022 年以來，多省發(fā)布限 電文件，在有序用電的情況下，部分地區(qū)工商業(yè)企業(yè)承壓，相關(guān)政策或引發(fā)工商業(yè) 公戶更多關(guān)注。 安裝工商業(yè)光伏配儲是企業(yè)維持正常經(jīng)營的重要手段。在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的驅(qū) 動下，停產(chǎn)成本較高的企業(yè)就會更有意愿尋求備用電源以避免突發(fā)事件帶來的損 失，而工商業(yè)光伏配置儲能有望成為國內(nèi)企業(yè)實現(xiàn)緊急備電、維持正常經(jīng)營、降低 能源支出的重要手段。
1.2.2 工商業(yè)電價中樞持續(xù)上漲，峰谷電價持續(xù)拉大
“分時電價”、“電力市場化”政策驅(qū)動，大工業(yè)平均用電價格提高。2021 年 下半年全國大部分省份陸續(xù)出臺分時電價政策，調(diào)整峰谷電價及峰谷時段，其中以 江蘇、廣東、浙江為例的經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份率先、多次調(diào)整，峰谷價差有較大幅度的擴(kuò) 大，尖、峰時段也有不同程度的延長，大工業(yè)平均用電價格提高。
峰谷電價差持續(xù)拉大。2022 年：2022 年全年 16 個省市超過全國最大峰谷電價差平均值(0.7 元/kWh)，其中廣東省(珠三角五市)最大峰谷電價差平均值 達(dá) 1.259 元/kWh。2023 年 3 月 17 個地區(qū)峰谷價差超過 0.7 元/kWh，浙江、山 東、廣東(珠三角五市)位列代理電價峰谷價差前三。2023 年上半年： 2023 年 上半年共有 19 個地區(qū)最大峰谷價差超過 0.7 元/kWh，前 5 位分別是廣東省(珠 三角五市)1.352 元/kWh、海南省 1.099 元/kWh、湖北省 0.985 元/kWh、浙江 省 0.97 元/kWh、吉林省 0.961 元/kWh，較去年同期相比各地價差在持續(xù)拉大。
1.2.3 峰谷電價差高的地區(qū)項目具備經(jīng)濟(jì)性，預(yù)計 5 年內(nèi)收回成本
目前工商業(yè)儲能的主要的盈利模式為自發(fā)自用+峰谷價差套利，或作為備用電 源使用。配套工商業(yè)儲能可以利用電網(wǎng)峰谷差價來實現(xiàn)投資回報，即在用電低谷時 利用低電價充電，在用電高峰時放電供給工商業(yè)用戶，用戶可以節(jié)約用電成本，同 時避免了拉閘限電的風(fēng)險。另一方面，工商業(yè)儲能可以滿足用戶自身內(nèi)部的電力需 求，實現(xiàn)光伏發(fā)電最大化自發(fā)自用。
工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性測算假設(shè)條件：1)項目案例：浙江 3MW/6.88MWh 用戶 側(cè)儲能系統(tǒng)項目，假設(shè)工廠白天負(fù)荷穩(wěn)定可完全消納儲能放電，且變壓器容量滿足 儲能充電需求;2)項目成本拆分：我們假設(shè)工商業(yè)儲能項目整體投資成本為 2 元 /Wh，其中電池占比 55%，集裝箱占比 15%，BMS 占比 7%;3)運(yùn)行模式：考 慮工廠休息及設(shè)備檢修，儲能設(shè)備每年運(yùn)行 330 天，每天進(jìn)行兩次充放電。第一 次在夜間谷價充電，在上午尖峰電價放電 2 小時;第二次在午間谷價充電 2 小時， 在下午尖峰電機(jī)放電 2 小時;4)峰谷價差：參考浙江工商業(yè)峰谷電價，假設(shè)尖峰 電價 1.22 元/KWh，低谷電價 0.29 元/KWh，峰谷價差為 0.93 元/KWh。
經(jīng)濟(jì)性測算：根據(jù)我們測算，3MW/6.88MWh 儲能系統(tǒng)項目，在峰谷電價差 0.93 元/KWh，一年運(yùn)行 660 次，項目壽命期為 11 年的情況下，IRR 可達(dá) 16.45%， 預(yù)計 5 年可以收回投資，具備經(jīng)濟(jì)性。
敏感性分析：未來隨著峰谷電價差進(jìn)一步拉大，以及儲能投資成本下行，工商 業(yè)側(cè)的儲能經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步凸顯。根據(jù)我們測算，投資成本為 2 元/Wh 時，當(dāng) 峰谷價差超過 1 元/KWh 的時候，IRR 將達(dá)到 20%以上。
1.3 政策層面：多項政策催化，輸配電價改革完善市場機(jī)制
第三監(jiān)管周期輸配電價發(fā)布，監(jiān)管制度持續(xù)優(yōu)化。 事件：5 月 15 日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及 有關(guān)事項的通知》文件及各地輸配電價表下發(fā)。 《通知》主要內(nèi)容涉及：1、用戶電價歸并三類：用戶用電價格逐步歸為三類 (居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)、工商業(yè)用電)。2、商業(yè)用戶電價核定標(biāo)準(zhǔn)：按電壓等級核 定輸配電價與需量電費(fèi)，按用電容量：1)100 千伏安及以下：執(zhí)行單一制電價; 2)100 千伏安至 315 千伏安之間：可選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價;3)315 千 伏安及以上：執(zhí)行兩部制電價，現(xiàn)執(zhí)行單一制電價的用戶可選擇執(zhí)行單一制電價或 兩部制電價。3、明確工商業(yè)用戶電價構(gòu)成：由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、輸 配電價、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用(包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等)、政府性基金 及附加組成。 輸配電價監(jiān)管制度持續(xù)優(yōu)化，用戶側(cè)商業(yè)模式理順?！锻ㄖ芬?guī)定了輸配電價 監(jiān)管制度，“準(zhǔn)許成本+合理收益”核定省級電網(wǎng)輸配電價，將實現(xiàn)有效的網(wǎng)售分 開、售電側(cè)競爭和需求側(cè)響應(yīng)。同時，《通知》詳細(xì)規(guī)定工商業(yè)用戶電價的構(gòu)成， 容量電價與電網(wǎng)輔助服務(wù)費(fèi)成本單獨(dú)披露，有利于推動用戶側(cè)的商業(yè)模式發(fā)展。
多項政策推動輔助服務(wù)市場發(fā)展，工商業(yè)儲能盈利模式逐漸明確。2022 年 7 月全國統(tǒng)一電力市場體系在南方區(qū)域落地，有助于明確輔助服務(wù)市場的品種并完 善補(bǔ)償機(jī)制?！?023 年能源監(jiān)管工作要點(diǎn)》也提出加快推進(jìn)輔助服務(wù)市場建設(shè)，包 括電力輔助服務(wù)市場專項工作機(jī)制、電力輔助服務(wù)價格辦法等。未來輔助服務(wù)將成 為電力市場交易品種的重要組成部分，工商業(yè)儲能可以通過在電力市場上提供輔 助服務(wù)作為新的盈利渠道。
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