峰谷電價(jià)的大力推行為儲能套利提供可觀(guān)空間。我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶(hù)均已實(shí)施峰谷電價(jià)制，通過(guò)降低夜間低谷期電價(jià)，提高白天高峰期電價(jià)，來(lái)鼓勵用戶(hù)分時(shí)計劃用電，從而有利于電力公司均衡供應電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問(wèn)題，保證電力系統的安全與穩定。儲能用于峰谷電價(jià)套利,用戶(hù)可以在電價(jià)較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規模使用高價(jià)的電網(wǎng)電能，如此可以降低用戶(hù)的電力使用成本，實(shí)現峰谷電價(jià)套利。

基本原理

根據國家電網(wǎng)數據，全國用電大省峰谷價(jià)差分布于0.4~0.9元/kWh，特別的，對于江蘇和廣東兩個(gè)用電量全國前二的省份，其峰谷價(jià)差高于0.8元/kWh，為用戶(hù)側利用儲能來(lái)套利峰谷價(jià)差提供了可觀(guān)空間。

峰谷電價(jià)套利示意圖

部分省市2016年工業(yè)用電平均峰谷電價(jià)及價(jià)差

用戶(hù)側儲能的優(yōu)勢及收益分析

儲能有助于企業(yè)管理容量費用。對于大的工業(yè)企業(yè)，因現行的兩部制電價(jià)，供電部門(mén)會(huì )以其變壓器容量或最大需用量為依據，每月固定收取一定的基本電價(jià)。這些企業(yè)可以利用儲能系統進(jìn)行容量費用管理，即在用電低谷時(shí)儲能，在高峰時(shí)釋放，實(shí)現在不影響正常生產(chǎn)的情況下，降低最高用電功率，從而降低容量費用。

儲能削峰可以降低基本電價(jià)

儲能可提升用戶(hù)的電能質(zhì)量和可靠性。傳統的供電體系網(wǎng)絡(luò )復雜，設備負荷性質(zhì)多變，用戶(hù)獲得的電能質(zhì)量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動(dòng)性。而用戶(hù)側安裝的儲能系統服務(wù)對象明確，其相對簡(jiǎn)單和可靠的組成結構保證輸出更高質(zhì)量的電能。當電網(wǎng)供電不足或其他特殊情況時(shí)，儲能系統還可以作為備用電源，提升供電可靠性。

儲能系統成本和峰谷價(jià)差直接決定用戶(hù)側儲能的投資效益。假設工廠(chǎng)每年開(kāi)展生產(chǎn)300天，根據計算公式：靜態(tài)投資回收期=(電池容量*單位容量一次性投入成本)/(每日高峰期用電量*峰谷價(jià)差)/300，約定企業(yè)安裝電池容量等于其平均每日高峰期用電量，可以看出在不考慮維護成本前提下，投資回收期只與儲能系統一次性投入成本和峰谷價(jià)差有關(guān)。根據CNESA儲能項目庫對中國儲能項目的追蹤統計，江蘇、和廣東等省份成為2017年國內儲能項目規劃建設投運最熱地區，這些地區經(jīng)濟發(fā)達，工商業(yè)園區多、用電負荷大，用戶(hù)側峰谷電價(jià)差較大，利用儲能削峰填谷擁有較為可觀(guān)的套利空間。以廣東省峰谷價(jià)差0.86元/kWh為例，采用不同的電池技術(shù)，計算各自的投資回收成本。

鋰離子電池快速發(fā)展所帶來(lái)的成本優(yōu)勢將助其逐漸擴大市場(chǎng)。利用鉛炭電池套利靜態(tài)投資回收期不足5年，已經(jīng)具有商業(yè)化可行性。由于鋰電池成本相對較高，現階段鋰電池的投資回收期要長(cháng)于鉛蓄電池。根據CNESA的統計，2017年用戶(hù)側領(lǐng)域新增電化學(xué)儲能項目中，鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池，也說(shuō)明出于成本考慮，現在企業(yè)更傾向于安裝經(jīng)濟效益更佳的鉛蓄電池。但隨著(zhù)鋰離子電池技術(shù)迅速發(fā)展，其成本自2010年以來(lái)已經(jīng)下降近80%。根據國家發(fā)布的《節能與新能源汽車(chē)技術(shù)路線(xiàn)圖》，到2020年鋰電系統成本將降至1元/Wh以下，屆時(shí)投資回收期有望縮短至3.9年。且隨著(zhù)退役動(dòng)力電池進(jìn)入梯次利用領(lǐng)域，儲能成本將會(huì )進(jìn)一步下降。

鋰離子電池系統平均成本快速下降(元/kWh)

我國龐大的工業(yè)用電規模決定了用戶(hù)側儲能市場(chǎng)想象空間巨大。從市場(chǎng)規模方面，我國的工業(yè)總用電量2017年達44413億kWh，只考慮用電量最大的重工業(yè)(因為用電規模大，所需電池容量大，對應的單位成本更低，套利空間更大)，其在工業(yè)用電中占比80%。假設其中20%的企業(yè)安裝儲能系統;我們統計了主要用電大省峰谷電價(jià)時(shí)段分布，保守估計法定工作時(shí)間內峰電時(shí)間占比超過(guò)40%，考慮部分煤炭、冶金、化工等行業(yè)具有連續生產(chǎn)特點(diǎn)，假設高峰時(shí)段用電量占比為30%;按照工廠(chǎng)全年工作時(shí)間300天測算，那么所需電池儲能規模為：44413*80%*20%*30%/300=711GWh。

部分省市峰谷時(shí)段

關(guān)于政策

國內利好政策頻出，用戶(hù)側儲能受到大力支持。自2011年《國家能源科技“十二五”規劃》出臺，其中明確提出要建成面向用戶(hù)的智能電網(wǎng)服務(wù)，并開(kāi)展集中/分散式儲能等關(guān)鍵技術(shù)的研究和應用，此后不斷有政策出臺，對于推動(dòng)用戶(hù)側儲能發(fā)展具有重要的意義。整體上，用戶(hù)側儲能屬于儲能的一個(gè)細分領(lǐng)域，尚未有專(zhuān)門(mén)的單獨對該行業(yè)進(jìn)行指導的政策性文件;但是在一些重要的發(fā)展規劃或指導意見(jiàn)中都對其表達了的支持。相關(guān)政策主要分為兩類(lèi)，一是在電改工程里，堅定推廣完善峰谷電價(jià)、季節電價(jià)等價(jià)格機制;二是放開(kāi)用戶(hù)側市場(chǎng)，鼓勵用戶(hù)自主參與儲能調峰。

峰谷價(jià)差有望進(jìn)一步擴大，有助于提升用戶(hù)側儲能的投資效益。隨著(zhù)我國經(jīng)濟結構調整，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比不斷下降，第三產(chǎn)業(yè)則不斷上升。由于工業(yè)企業(yè)相當比例具有連續生產(chǎn)特點(diǎn)，因此季節及日內用電量波動(dòng)相對較小;而第三產(chǎn)業(yè)中與居民生活、商業(yè)相關(guān)用電不斷上升，會(huì )加大峰谷電差。實(shí)行峰谷分時(shí)電價(jià)，發(fā)揮價(jià)格杠桿作用符合商品價(jià)值規律，也可有效優(yōu)化負荷分配。我國現階段的峰谷價(jià)之比仍然偏低，為3~4倍。隨著(zhù)電力市場(chǎng)進(jìn)一步放開(kāi)，峰谷價(jià)差有望繼續拉大，屆時(shí)投資回收期將會(huì )進(jìn)一步縮短，峰谷套利投資的效益也會(huì )進(jìn)一步提升。比如2017年9月，國家發(fā)改委印發(fā)了《關(guān)于北方地區清潔供暖價(jià)格政策的意見(jiàn)》，指出適當擴大銷(xiāo)售側峰谷電價(jià)差，在銷(xiāo)售側平均水平不變的情況下，進(jìn)一步擴大采暖季谷段用電電價(jià)下浮比例等。