一、總述

地方儲能補貼政策來襲，可所謂振奮人心。雖然前路依然漫漫，但總歸看到一絲曙光乍現(xiàn)。

江蘇地區(qū)0.3元的補貼到底帶來了什么？對于每MWh儲能項目每天2充2放來說：

1、直接經(jīng)濟效益增加43萬元！

2、成本回收周期縮短3-3.5年?。ㄇ疤崾窃趦δ芟到y(tǒng)生命周期內能回收成本）

二、政策簡析

近日，蘇州工業(yè)園區(qū)發(fā)布的《蘇州工業(yè)園區(qū)綠色發(fā)展專項引導資金管理辦法》中，明確指出：

分布式燃機以及儲能項目。針對在園區(qū)備案實施、且已并網(wǎng)投運的分布式燃機項目、儲能項目，自項目投運后按發(fā)電量（放電量）補貼3年，每千瓦時補貼業(yè)主單位0.3元；

三、用戶側儲能項目盈利來源

現(xiàn)階段，針對用戶側儲能項目的經(jīng)濟性問題，許多業(yè)內人士都提出來綜合套利模型，如：

•削峰填谷

•容改需/降低需量電費

•應急供電

•負荷平滑

•輔助服務

•等等

但真正從實際效益來看，主要仍為峰谷套利，為什么這么說呢？

1、對于容改需，江蘇的容量電費是30元/kVA,需量電費是40元/kVA。在這假設變壓器容量為Q，實際使用率為X；那么按容量還是按需量繳納基本電費的臨界點不妨可算出：

30*Q=40*Q*X;

X=75%

即：當變壓器實際使用容量低于75%時，按需量申報比較劃算；當變壓器實際使用容量大于75%時，按容量電費申報比較劃算。部分業(yè)內人士在和用戶交流時，鼓吹增加儲能系統(tǒng)可實現(xiàn)容改需，降低用戶繳納的基本電費，這也是一個比較搞笑的事情。當然，這主要是由于許多用戶對基本電費這塊概念并不是很清楚，也有部分用戶覺得按需量申報比較麻煩，就都按容量來申報。如果用戶清楚基本電費，稍微了解自己的變壓器使用率，直接去供電局按所需申報不就行了?“儲能容改需，都付笑談中”。

2、再講降低需量電費這個事情，這個確實是可以帶來經(jīng)濟收益的。假設某用戶每日在某個時段或時刻存在尖峰負荷，即某個時段負荷功率很大，其他時刻遠達到這個數(shù)值或差距較大。但從申報需量來說，他仍然要按最高變壓器使用率來申報，這樣由于尖峰負荷的存在，用戶難免要多掏腰包。那么，在這樣的情況下，增加儲能是很有效的一個手段。不妨假設變壓器容量為1000kVA，尖峰功率為600kVA，而白日平均功率在400kVA左右。這樣，用戶得按600kVA來申報需量。增加個儲能呢？可以將需量降低到500甚至是400，具體還得根據(jù)負荷曲線進行判斷。如需量降低100kVA，則每個月用戶少繳納4000元，如降低200kVA，則少繳納8000元，這是直接可見的經(jīng)濟收益。

既然降低需量電費能實際產(chǎn)生經(jīng)濟效益，本文中經(jīng)濟計算并不將其考慮在內。至于原因，如下：

為了使經(jīng)濟效益最大化，盡可能的提升電池利用率，即考慮：儲能系統(tǒng)每天2充2放。在這樣的情況下，儲能需同時兼顧峰谷套利和降低需量電費，想要達到各自收益100%，實在較為理想。這其中的理想情況就是尖峰負荷出現(xiàn)在峰期電價時段，這樣，削峰填谷和降低需量的目的便同時達到了。理想是豐滿的，現(xiàn)實往往是骨感的。

如果你是用戶，除非迫不得已，我想你也不會選擇在用電高峰期來投運大功率設備。根據(jù)經(jīng)驗，往往在平期，用戶負荷水平較高；其次，就是平期和峰期負荷水平均較高。在這樣的情況下，如何同時完全獲取2份收益呢？當平期變壓器使用率要超申報需量時，儲能上不上？必須得上，那這就同2充2放的策略（谷期充電-峰期1放電；平期充電-峰期2放電）背道而馳了。當平期變壓器使用率接近申報需量時，按充放電策略，我是要充電的。那完了，儲能系統(tǒng)充電，需量超了，超了也是要罰款的。

3、應急供電。目前我國電網(wǎng)的可靠性水平，大家都是有目共睹的。你說你要在電網(wǎng)前說作為應急供電，未免有些可笑。假設電網(wǎng)斷電了10分鐘，儲能作為應急供電，支撐10分鐘收益多少？電網(wǎng)每年斷電的概率又是多少？

4、輔助服務。這是政府支持性行為，目前來看，市場化電泳補償機制尚未有效建立。

四、儲能項目經(jīng)濟效益分析

以江蘇地區(qū)為例，來分析下用戶側儲能項目的經(jīng)濟效益。一般來說，對于工業(yè)園區(qū)用電企業(yè)，其實施的大部分為10kV大工業(yè)電價，故本次經(jīng)濟效益分析均基于此電價進行。


五、經(jīng)濟收益分析

我想，眼尖的都看出來了，無論是補貼前還是補貼后，對于2.2元/Wh的初始投資成本，在10年運營周期內是無法實現(xiàn)成本回收的。至于網(wǎng)上諸多人士表示用戶側儲能項目可基本實現(xiàn)盈利一說暫不多做評價。在這還是有必要解釋下用戶側儲能項目為什么10年內無法回收成本？

1、收益計算為不含增值稅稅收的收益，如果將增值稅考慮進去，那么總收益將在上述情況下增加113%（1+13%增值稅）

2、盡可能接近實際的考慮系統(tǒng)效率、容量衰減、DOD、年有效循環(huán)次數(shù)等因素；

3、系統(tǒng)的建站成本考慮在2.2元/Wh，對于小容量的用戶側儲能項目來說，能實現(xiàn)2.2元/Wh的建站成本，在目前來看較為恰當。如果要拿電網(wǎng)側的招標價格來看，2.2元/Wh偏貴，當小規(guī)模的項目，如何能拿到大批量的價格呢？

另外再談下，對于江蘇大工業(yè)電價，當儲能系統(tǒng)建站成本在多少錢1Wh的時候可以實現(xiàn)成本回收。

如圖6，假設初始建站成本為1.45元/Wh，無補貼時可以在第10年實現(xiàn)成本回收；而有補貼時候卻在6.5年時候回收成本，時間縮短達3.5年之久。


六、總結

1、儲能系統(tǒng)成本仍處于較高水平，這主要受限于電池成本居高不下。未來，隨著儲能市場競爭的白熱化和電池廠商去庫存進程，電池價格有望進一步下降；

2、目前的峰谷電價差仍未達到盈利臨界值，但未來有更大的峰谷電價以支撐儲能盈利不太現(xiàn)實，總體需回歸市場競爭、降本、拓展商業(yè)模式等；

3、隨著合肥、江蘇地區(qū)開展儲能補貼政策，其他省市有望舉旗響應，這對投資方來說，確實是重大利好項。