近日國家發(fā)改委下發(fā)《關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》中，明確指出要“擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度”。如同人們關心儲能系統(tǒng)成本一樣，峰谷電價作為影響用戶側儲能收益率的關鍵因素，它的任何風吹草動都會影響到這個市場的規(guī)模體量。

我們嘗試對峰谷電價差調(diào)整前后的儲能投資收益進行了測算。

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)。

例如，從下面圖1和圖2的對比可知，若要投資用戶側儲能項目，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。

(圖1：兩充兩放策略下每年度電成本)

(圖2：一充一放策略下每年度電成本)

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。當前的峰谷比例為1.65:0.25=6.6。當峰谷比例拉大到= 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%。

(圖3：峰谷價差沒拉大前的投資收益)

(圖4：峰谷價差拉大后的投資收益)

若當系統(tǒng)成本繼續(xù)下降到150萬/MWH時，項目投資收益率會達到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。

(圖5：峰谷價差拉大后、且儲能系統(tǒng)成本降低為180萬元/MWh的投資收益)

(圖6：峰谷價差拉大后、且儲能系統(tǒng)成本降低為150萬元/MWh的投資收益)

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。

(圖7：調(diào)整前A、B兩企業(yè)的總體電費)

(圖8：按照方案1調(diào)整后A、B兩企業(yè)的總體電費，A升了B降了，總體降了)

(圖9：按照方案1調(diào)整后A、B兩企業(yè)的總體電費，A升了B也升了)

因為只考慮兩個用戶樣本，峰谷價差調(diào)整估算結果不能成為依據(jù)。

本文節(jié)選自作者《用戶側儲能開發(fā)投資需要解決的幾個問題分析》一文，獲取完整文章可關注作者公眾號(ID：新能源李歌)。