分布式光伏、儲能應(yīng)用價值及商業(yè)模式研究

戴 安，岳萌萌，吳凱檳

(1.國網(wǎng)電力科學(xué)研究院武漢能效測評有限公司，湖北 武漢 430074；2.國網(wǎng)電力科學(xué)研究院有限公司，江蘇 南京 210000)

近年來，國家高度重視分布式能源和微電網(wǎng)的發(fā)展，其中光伏系統(tǒng)、儲能的應(yīng)用已成為提高供電可靠性、促進新能源消納和減少環(huán)境污染的重要手段。目前光伏和儲能受到了廣泛關(guān)注，眾多學(xué)者從發(fā)展前景[1-3]、應(yīng)用價值[4-7]、系統(tǒng)性能[8-9]等多維度進行了詳細(xì)研究。深入研究分析光伏、儲能的應(yīng)用價值和商業(yè)模式是十分重要的，對于提升項目規(guī)劃的科學(xué)性，提高項目建設(shè)的經(jīng)濟性，推動光伏及儲能產(chǎn)業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展具有戰(zhàn)略意義。

1 產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 分布式光伏

光伏產(chǎn)業(yè)作為新興能源產(chǎn)業(yè)，其市場規(guī)模在全球快速增長，光伏建設(shè)投資及運維成本持續(xù)下降。截至2020年6月底，全球光伏累計并網(wǎng)裝機容量超6.5億kW。我國光伏累計并網(wǎng)裝機容量達2.158億kW，占全球裝機33%。其中，我國分布式光伏裝機容量達7 302萬kW，工商業(yè)分布式光伏裝機容量約4 995萬kW。投資成本方面，2019年我國工商業(yè)分布式光伏系統(tǒng)建設(shè)投資成本與運維成本分別為3.84元/W、0.055元/W·年-1，預(yù)計2025年將下降至3.24元/W、0.05元/W·年-1。

光伏發(fā)電符合全球能源開發(fā)與發(fā)展趨勢，各國政府在政策上給予大力支持，未來光伏還將持續(xù)快速增長。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)測，至2025年分布式光伏累計裝機將達到1.75億kW。

1.2 儲 能

在持續(xù)開放的電力市場環(huán)境下，儲能裝機規(guī)模增長迅速。截至2019年底，全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模為1.846億kW,中國裝機容量為3 240萬kW,占全球的17.6%。2019年全球新增電化學(xué)儲能裝機規(guī)模為289.51萬kW，其中用戶側(cè)(工商業(yè))儲能裝機規(guī)模達132.15萬kW，占比最高，高達45.6%。

預(yù)計到2025年中國電化學(xué)儲能裝機規(guī)模將超過1 500萬kW，其中用戶側(cè)累計裝機規(guī)模有望達到300萬kW，儲能系統(tǒng)成本有望下降至1 000元/(kW·h)、綜合度電成本有望降至0.20元/(kW·h)，投資回收期為5～10年，具備全面替代抽水蓄能電站的條件；當(dāng)新能源加儲能的度電成本之和與燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價相當(dāng)時，將具備整體平價上網(wǎng)的條件；到2030年，綜合度電成本有望降至0.1元/(kW·h)以下，具備在電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)全面部署儲能的條件。

2 應(yīng)用價值分析

2.1 分布式光伏

2.1.1 經(jīng)濟價值

1)節(jié)約電費

根據(jù)光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)測，2025年光伏年新增裝機8 000萬kW，分布式光伏占比35%，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域內(nèi)占比80%，工商業(yè)分布式光伏占分布式總裝機60%。經(jīng)測算，2025年國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)范圍內(nèi)工商業(yè)分布式光伏累計裝機容量9 572萬kW，年平均有效發(fā)電時長1 200 h，發(fā)電量為1 150億kW·h、自發(fā)自用電量為860億kW·h(自發(fā)自用率按75%計算)。隨工商業(yè)分布式光伏裝機規(guī)模的擴大，以及“自發(fā)自用”模式的推廣，用戶從大電網(wǎng)購買電量的比例將有所下降。工商業(yè)平均銷售電價按0.75元/(kW·h)測算，將減少電費約645億元。

2)電網(wǎng)投資

分布式光伏不具備調(diào)節(jié)能力，工商企業(yè)仍需電網(wǎng)公司提供全容量備用。分布式光伏接入引起的并網(wǎng)成本主要包括接網(wǎng)成本(即實現(xiàn)接入電網(wǎng)和運行需求的一次設(shè)備、二次設(shè)備和通信設(shè)備的成本)和電網(wǎng)改造成本。根據(jù)接入系統(tǒng)設(shè)計方案下的單個并網(wǎng)點測算接網(wǎng)成本，據(jù)統(tǒng)計目前接網(wǎng)成本約為26～38元/kW。分布式光伏滲透率在50%以內(nèi)時，對電網(wǎng)改造成本影響不大。

2.1.2 社會價值

對于高峰突出的地區(qū)，在晴熱天氣下安裝大量分布式光伏具有削峰作用，降低用戶負(fù)荷對電網(wǎng)的沖擊。

2.1.3 管理價值

分布式能源未來將實現(xiàn)網(wǎng)內(nèi)、網(wǎng)外的能源互聯(lián)互通。一方面，分布式智能微電網(wǎng)互聯(lián)可實現(xiàn)內(nèi)部的隔墻售電，另一方面，分布式電站的集中運維及大電網(wǎng)的集中互聯(lián)也將促使單一的分布式售電平臺轉(zhuǎn)型為全面的售電平臺。將分布式光伏與配電、售電進行結(jié)合，可降低用戶電價，有效解決光伏高上網(wǎng)電價的問題。但目前分布式光伏項目要取得關(guān)鍵性突破，還有賴于售電側(cè)改革的推進、能源價格的市場化改革和法律保障的加強。

2.2 儲 能

2.2.1 經(jīng)濟價值

1)節(jié)約電費

用戶側(cè)儲能可與分布式電源、智能微網(wǎng)等形成自循環(huán)，帶動更多新型電力消費和交易模式的發(fā)展，降低分時電價。通過用戶側(cè)儲能供電，每度電可使用戶節(jié)約0.1元。

2)電網(wǎng)投資

建設(shè)客戶側(cè)儲能可在一定程度上緩解用電緊張局面，延緩配電網(wǎng)升級改造的緊迫性，同時滿足電網(wǎng)負(fù)荷側(cè)的需求，在一定程度上推遲電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施投資。

2.2.2 社會價值

儲能的接入可以減小負(fù)荷波動給電網(wǎng)調(diào)峰帶來的壓力，有效改善配電網(wǎng)經(jīng)濟性及電壓穩(wěn)定性，對于用電高峰可起到較好的削峰效果。

2.2.3 管理價值

應(yīng)用于分布式發(fā)電或電網(wǎng)的儲能，可通過售電側(cè)受益。用戶側(cè)儲能技術(shù)具有削峰填谷、備用電源，調(diào)頻調(diào)壓等作用，能夠存儲分布式能源多余的發(fā)電量。隨著規(guī)則的不斷完善，儲能可促進輔助服務(wù)市場的發(fā)展，助力形成有效競爭的市場結(jié)構(gòu)和市場體系，促進能源資源優(yōu)化配置，提高能源利用效率和清潔能源消納水平，提高供電安全可靠性。

3 商業(yè)模式研究

3.1 分布式光伏

3.1.1 商業(yè)模式及效益分析

工商業(yè)分布式光伏的并網(wǎng)方式主要采用“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”與“全額上網(wǎng)”兩種。投資收益包括補貼與上網(wǎng)電費。

3.1.2 實際案例研究

針對三類資源區(qū)分別選取典型省份區(qū)域，設(shè)計典型建設(shè)樣本(10 kV電壓等級以下一般工商業(yè)項目)，按近年行業(yè)統(tǒng)計平均裝機1 MW開展投資收益測算，具體建設(shè)樣本與邊界條件如表1～表2所示。

表1 典型建設(shè)樣本基礎(chǔ)信息

表2 測算邊界條件

按照“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”(自發(fā)自用比例80%)與“全額上網(wǎng)”兩種并網(wǎng)方式，測算各樣本的收益情況，具體如表3～表5和圖1所示。

表3 投資收益測算

表4 自發(fā)自用、余電上網(wǎng)建站投資收益

表5 全額上網(wǎng)建站投資收益

圖1 投資收益對比

通過測算可知，應(yīng)選取光伏資源好、脫硫燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價和一般工商業(yè)用電電價較高的地區(qū)建設(shè)分布式光伏。“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”與“全額上網(wǎng)”兩種方式對比發(fā)現(xiàn)，“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”具備建設(shè)投資條件，其回收期為8年左右，投資收益良好(12%)；“全額上網(wǎng)”方式投資回收期為13年左右，投資財務(wù)內(nèi)部收益率(7%)低于行業(yè)投資收益最低指標(biāo)(8%)，投資收益較差，不滿足建設(shè)投資條件。

3.2 儲 能

3.2.1 商業(yè)模式及效益分析

根據(jù)不同用戶類型與用戶需求，用戶側(cè)儲能商業(yè)模式主要有以下幾類：

(1)實施峰谷運行和需量管理。通過“谷充峰放”，利用峰谷價差套利降低電費；通過削減用電尖峰，降低需量電費。此類模式適用于峰谷價差較大的區(qū)域，是目前我國用戶側(cè)儲能占比最大的商業(yè)化應(yīng)用。經(jīng)測算，峰谷價差在0.7元/(kW·h)為盈虧平衡點，1元/(kW·h)以上收益率可達10%～15%。

(2)參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)市場。參與需求響應(yīng)和輔助服務(wù)，有利于提高儲能投資經(jīng)濟性。根據(jù)儲能功率、容量、參與次數(shù)等不同，一般利潤率為1%～3%。

(3)作為企業(yè)應(yīng)急自備電源。部分工商企業(yè)按規(guī)定需配置一定容量的應(yīng)急自備電源，以保障其重要負(fù)荷的供電可靠性，一般收益率為1%～3%。

(4)參與現(xiàn)貨交易。通過以較低的價格購入棄風(fēng)、棄光電量，在電價高峰時段售出獲取收益，一般收益率為1%～5%。

3.2.2 實際案例研究

目前大部分省份按需量計費的基本電價在30～40元/kVA·月-1。以鋰離子電池為例(投資建設(shè)成本2 000元/(kW·h)、循環(huán)次數(shù)6 000次、系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率90%、自有資金比例20%、貸款利率4.9%/年限9年、每天滿充滿放2次、持續(xù)時間2 h、年度運維成本為初投資成本的3%)進行初步測算，峰谷價差大于0.7元/(kW·h)才能實現(xiàn)盈虧平衡。我國工業(yè)峰谷價差在0.7元/(kW·h)以上的上海、江蘇等地，用戶側(cè)儲能項目利潤約為6%～8%；工商業(yè)峰谷價差在1元/(kW·h)以上的北京地區(qū)，用戶側(cè)儲能項目利潤約為10%～15%。

3.3 分布式光伏+儲能

3.3.1 商業(yè)模式及效益分析

“分布式光伏+儲能”項目的主要獲利來自峰谷電價差、降低容量電費、參與需求響應(yīng)和參與電力輔助服務(wù)等。目前通過峰谷電價差和合理時段自發(fā)自用實現(xiàn)電費節(jié)約是項目的主要盈利點。

3.3.2 實際案例研究

以某直流光儲充一體化電站為例進行具體分析。

1)項目情況

項目一期1.4 MW光伏、4 MW/25 MW·h儲能、24×150 kW直流充電樁已建設(shè)完成，項目二期設(shè)計規(guī)模為6 MW光伏、4 MW/32 MW·h儲能和94×150 kW直流充電樁。

2)投資收益

本項目資金由企業(yè)自籌，投資總額達1億元，其中包括6 MW屋頂光伏系統(tǒng)投資2 400萬元，32 MW·h儲能電池含BMS系統(tǒng)投資4 800萬元，4 MW儲能PCS系統(tǒng)投資300萬元。項目執(zhí)行北京市一般工商業(yè)電價，光儲充系統(tǒng)綜合效率>85%，預(yù)計平均年收益1 800萬元，靜態(tài)投資回收期5.5年，動態(tài)投資回收期7年。

4 結(jié) 論

在國際、國內(nèi)能源戰(zhàn)略和政策推動下，分布式光伏和儲能持續(xù)快速發(fā)展，逐漸成為能源互聯(lián)網(wǎng)的重要組成部分，并在能源生產(chǎn)、消費中占據(jù)重要地位。本文分析了分布式光伏、儲能的產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀、應(yīng)用價值及商業(yè)模式，結(jié)果表明，一是同一省區(qū)相同邊界條件下，經(jīng)濟效益排序為光伏>光伏+儲能>儲能，此排序也為項目建設(shè)優(yōu)先開展順序。北京、上海、江蘇、浙江等峰谷價差較大的省份可因地制宜地開展儲能業(yè)務(wù)；二是需充分研判行業(yè)發(fā)展趨勢及區(qū)域特點，穩(wěn)步開展分布式光伏、儲能業(yè)務(wù)規(guī)劃。從區(qū)域上來看，優(yōu)先發(fā)展華東、華中等電價水平較高、消納能力強的區(qū)域，逐步延伸到其他地區(qū)。從發(fā)展類型看，以體量較大的工商業(yè)屋頂分布式光伏、儲能為切入點，同時充分探索光儲充一體化項目模式，試點先行，逐步培育增長新動能。