峰谷电价差拉大后，储能投资收益会怎么变？

近日国家发改委下发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》中，明确指出要“扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度”。如同人们关心储能系统成本一样，峰谷电价作为影响用户侧储能收益率的关键因素，它的任何风吹草动都会影响到这个市场的规模体量。

我们尝试对峰谷电价差调整前后的储能投资收益进行了测算。

储能收益基于度电收益和度电成本的差值。以东莞用户为例，东莞市大工业峰平谷电价分别为每度电1.0348元、0.6393元、0.3351元，度电收益最多也即峰谷价差接近7毛，峰平价差3毛多。

影响度电成本(系统造价 / 充放电的电量)的关键变量包括电池系统成本、电池循环寿命、每天充放电次数，投资前需要做一些基本的假定。

例如，小型商业储能对于用地的限制，使得其更加偏好能量密度更高的锂电池储能系统。据悉，目前锂电池储能系统成本约200万 /1MWH(0.5MW)。

例如，从下面图1和图2的对比可知，若要投资用户侧储能项目，对于两充两放的放电策略可能会更加偏好，它从第五年开始度电成本就小于峰谷价差了。若还考虑上财务成本，目前社会融资的平均成本在7%以上，据测算真实货币增速已经不到7%，在企业还债压力下，两充两放充放电策略回收成本速度更快，必将更受青睐。

(图1：两充两放策略下每年度电成本)

(图2：一充一放策略下每年度电成本)

然而这是基于电池生命周期为8年(也即循环次数要达到5280次)的测算。从下面的图3看出，若以项目周期10年(也即循环次数要达到6600次)计算，项目投资收益率(IRR)也仅为1.5%，按照行业现在普遍推行的合同能源管理模式用户分成10%后，IRR约为0.5%。这个收益率显然不具备吸引力。

况且一直以来，循环次数是个谜，还没多少投运时间够长的储能电站可供参考数据。

拉大峰谷价差对于度电收益有着直接影响。在整体电价不变或者波动很小的前提下假定拉大峰谷差，不考虑峰谷时段的变化，保持现状，平段不变。当前东莞的峰平谷电价比价为1.65：1:0.25，主要是根据(1.0348-0.0309):(0.6393-0.0309):(0.3351-0.0309)计算出来的。当前的峰谷比例为1.65:0.25=6.6。当峰谷比例拉大到= 1.75：0.25 = 7倍，峰平谷电价分别为1.0956、0.6393、0.1830。峰谷电价差超过9毛。峰谷、峰平平均价差接近7毛。

从图4看出，拉大峰谷电价比例从6.6倍拉至7倍后，IRR从0.5%提升至6%。

(图3：峰谷价差没拉大前的投资收益)

(图4：峰谷价差拉大后的投资收益)

若当系统成本继续下降到150万/MWH时，项目投资收益率会达到15%;但用户的吸引力还不够，合同能源管理模式将是主要投资方式。由于竞争激烈，用户分成比例提高那是必然的，投资方的收益率会被限制在9-10%。如下图5和图6所示。

(图5：峰谷价差拉大后、且储能系统成本降低为180万元/MWh的投资收益)

(图6：峰谷价差拉大后、且储能系统成本降低为150万元/MWh的投资收益)

然而通过下面图7、图8、图9的对比，部分用户在拉大峰谷价差后，电费可能会增加。

假定两种调整方案，峰谷比例分别为7倍和6倍。

调整方案1 ： 峰谷比例 = 1.75：0.25 = 7;峰平谷电价分别为1.0956、0.6393、0.1830。

调整方案2： 峰谷比例 = 1.80：0.30 = 6 ;峰平谷电价分别为1.1260、0.6393、0.2134。

两种方案下，峰谷电价差都超过9毛。峰谷、峰平平均价差接近7毛。

(图7：调整前A、B两企业的总体电费)

(图8：按照方案1调整后A、B两企业的总体电费，A升了B降了，总体降了)

(图9：按照方案1调整后A、B两企业的总体电费，A升了B也升了)

因为只考虑两个用户样本，峰谷价差调整估算结果不能成为依据。

本文节选自作者《用户侧储能开发投资需要解决的几个问题分析》一文，获取完整文章可关注作者公众号(ID：新能源李歌)。