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虛擬電廠專題分析:用戶側能源轉型的起點

民生證券發(fā)布時間:2023-06-12 13:41:16

  1 從不同視角看用戶側能源管理的重要性

  1.1 電網(wǎng)角度:用戶側能源管理可實現(xiàn)就地消納,緩解電網(wǎng) 壓力

  1.1.1 電力資源與負荷中心逆向分布,多個省份存在電力缺口

  我國電力資源與負荷中心分布不平衡。我國東、中、西部呈現(xiàn)經(jīng)濟發(fā)展水平和 電力資源分布不均衡的特點,主要體現(xiàn)在: 1) 區(qū)域電力供需矛盾:我國南方經(jīng)濟發(fā)達,電力需求量相對較大,而北方地 區(qū)電力供應相對不足,導致南北電力供需矛盾。 2) 地區(qū)電力負荷不均:我國東部沿海地區(qū)工業(yè)發(fā)達,電力需求量相對較大, 而西部地區(qū)經(jīng)濟相對落后,電力需求量相對較小,導致地區(qū)電力負荷不均。 3)電力輸送能力需提升:由于電力資源的錯配,東部經(jīng)濟活躍地區(qū)需要依賴 中西部的“西電東送”工程輸送電力資源。但目前我國電力輸送能力相對不足,在 升壓及長距離輸送過程中會有所損耗,造成部分浪費,導致電力供需中心之間的電 力輸送困難,也加劇了電力供需不均衡的問題。

  2022 年我國有 15個省份存在電力缺口。從 2022 年各省份發(fā)電量和用電量 的差額來看,全國有 15個省份存在電力缺口,其中主要以廣東、浙江、江蘇、山 東、河北為主。發(fā)電量盈余的地區(qū)主要是內蒙古、云南、山西、四川、新疆等地區(qū)。

  1.1.2 分布式光伏等新能源高比例接入,電網(wǎng)穩(wěn)定性面臨考驗

  我國分布式光伏累計裝機占比逐漸提升。相比于集中式光伏,分布式光伏規(guī)模 較小、輸出電壓功率較小且更接近用戶側,具有投資小、建設快、占地面積小等優(yōu) 勢。截至 2022 年底,中國光伏累計裝機量達 392GW,其中分布式光伏累計裝機 量達 158GW,占比 40%。

  工商業(yè)光伏已經(jīng)成為新增分布式光伏的重要組成部分。分布式光伏按安裝主 體的不同可分為工商業(yè)屋頂分布式光伏與戶用分布式光伏。2022 年我國光伏新增 裝機87.41GW,同比增長59.3%;分布式光伏新增裝機51.1GW,同比增長74.5%; 其中工商業(yè)光伏新增 25.86GW,同比增長 236.7%,占比達到 51%。

  配電網(wǎng)的接納能力和消納能力面臨嚴峻考驗。分布式能源、儲能、電動汽車、 智能用電等大量交互式設備接入,導致電網(wǎng)潮流方向發(fā)生改變,電壓分布、諧波等 影響配電網(wǎng)電能質量,終端無序用電將會增大凈負荷峰谷差,功率波動問題更加突 出,配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行將受到影響。

  工商業(yè)用戶合理配置儲能可提供就地消納能力,緩解電網(wǎng)壓力。分布式光儲一 體化是一種布置在用戶側的集能源生產消費為一體的能源供應方式,是現(xiàn)代能源 系統(tǒng)不可或缺的重要組成部分。分布式光伏配儲能可在用戶端構建小型微電網(wǎng)系 統(tǒng),在用戶遭遇限電、斷電、自然災害等電力供給異常的情況下,可開啟離網(wǎng)狀態(tài), 保障負荷需求,不僅可以大大提高就地消納能力,減緩電網(wǎng)供電壓力,還可以抵消 安裝業(yè)主的電網(wǎng)購買電量,節(jié)省電費,備受投資者的青睞。

  1.2 企業(yè)角度:保證電力穩(wěn)定供應為首要任務,經(jīng)濟性提升 加強配儲意愿

  1.2.1 工商業(yè)用電需求居高不下,“有序用電”政策引發(fā)用電焦慮

  中國工業(yè)用電總量保持穩(wěn)定增長態(tài)勢,需求仍占主要位置。2016-2021 年中 國工業(yè)用電量的復合增速為 6%,保持穩(wěn)定增長。從 2022 年中國全社會用電量情 況來看,第二產業(yè)用電量 57001 億千瓦時,同比增長 1.2%,其中全國工業(yè)用電量 為 56000 億千瓦時,同比增長 2%。根據(jù) 2022 年全國全社會用電量分產業(yè)情況 來看,第二產業(yè)用電量占比 66%,其中工業(yè)用電量占全社會用電量的 64.8%,占 據(jù)主要份額。

  “有序用電”政策催生工商業(yè)用戶對備用電源的需求。“有序用電”指通過間 歇或按時供電的方式,臨時減少客戶用電負荷的措施。2022 年以來,多省發(fā)布限 電文件,在有序用電的情況下,部分地區(qū)工商業(yè)企業(yè)承壓,相關政策或引發(fā)工商業(yè) 公戶更多關注。 安裝工商業(yè)光伏配儲是企業(yè)維持正常經(jīng)營的重要手段。在能源結構轉型的驅 動下,停產成本較高的企業(yè)就會更有意愿尋求備用電源以避免突發(fā)事件帶來的損 失,而工商業(yè)光伏配置儲能有望成為國內企業(yè)實現(xiàn)緊急備電、維持正常經(jīng)營、降低 能源支出的重要手段。

  1.2.2 工商業(yè)電價中樞持續(xù)上漲,峰谷電價持續(xù)拉大

  “分時電價”、“電力市場化”政策驅動,大工業(yè)平均用電價格提高。2021 年 下半年全國大部分省份陸續(xù)出臺分時電價政策,調整峰谷電價及峰谷時段,其中以 江蘇、廣東、浙江為例的經(jīng)濟發(fā)達省份率先、多次調整,峰谷價差有較大幅度的擴 大,尖、峰時段也有不同程度的延長,大工業(yè)平均用電價格提高。

  峰谷電價差持續(xù)拉大。2022 年:2022 年全年 16 個省市超過全國最大峰谷電價差平均值(0.7 元/kWh),其中廣東省(珠三角五市)最大峰谷電價差平均值 達 1.259 元/kWh。2023 年 3 月 17 個地區(qū)峰谷價差超過 0.7 元/kWh,浙江、山 東、廣東(珠三角五市)位列代理電價峰谷價差前三。2023 年上半年: 2023 年 上半年共有 19 個地區(qū)最大峰谷價差超過 0.7 元/kWh,前 5 位分別是廣東省(珠 三角五市)1.352 元/kWh、海南省 1.099 元/kWh、湖北省 0.985 元/kWh、浙江 省 0.97 元/kWh、吉林省 0.961 元/kWh,較去年同期相比各地價差在持續(xù)拉大。

  1.2.3 峰谷電價差高的地區(qū)項目具備經(jīng)濟性,預計 5 年內收回成本

  目前工商業(yè)儲能的主要的盈利模式為自發(fā)自用+峰谷價差套利,或作為備用電 源使用。配套工商業(yè)儲能可以利用電網(wǎng)峰谷差價來實現(xiàn)投資回報,即在用電低谷時 利用低電價充電,在用電高峰時放電供給工商業(yè)用戶,用戶可以節(jié)約用電成本,同 時避免了拉閘限電的風險。另一方面,工商業(yè)儲能可以滿足用戶自身內部的電力需 求,實現(xiàn)光伏發(fā)電最大化自發(fā)自用。

  工商業(yè)儲能經(jīng)濟性測算假設條件:1)項目案例:浙江 3MW/6.88MWh 用戶 側儲能系統(tǒng)項目,假設工廠白天負荷穩(wěn)定可完全消納儲能放電,且變壓器容量滿足 儲能充電需求;2)項目成本拆分:我們假設工商業(yè)儲能項目整體投資成本為 2 元 /Wh,其中電池占比 55%,集裝箱占比 15%,BMS 占比 7%;3)運行模式:考 慮工廠休息及設備檢修,儲能設備每年運行 330 天,每天進行兩次充放電。第一 次在夜間谷價充電,在上午尖峰電價放電 2 小時;第二次在午間谷價充電 2 小時, 在下午尖峰電機放電 2 小時;4)峰谷價差:參考浙江工商業(yè)峰谷電價,假設尖峰 電價 1.22 元/KWh,低谷電價 0.29 元/KWh,峰谷價差為 0.93 元/KWh。

  經(jīng)濟性測算:根據(jù)我們測算,3MW/6.88MWh 儲能系統(tǒng)項目,在峰谷電價差 0.93 元/KWh,一年運行 660 次,項目壽命期為 11 年的情況下,IRR 可達 16.45%, 預計 5 年可以收回投資,具備經(jīng)濟性。

  敏感性分析:未來隨著峰谷電價差進一步拉大,以及儲能投資成本下行,工商 業(yè)側的儲能經(jīng)濟性有望進一步凸顯。根據(jù)我們測算,投資成本為 2 元/Wh 時,當 峰谷價差超過 1 元/KWh 的時候,IRR 將達到 20%以上。

  1.3 政策層面:多項政策催化,輸配電價改革完善市場機制

  第三監(jiān)管周期輸配電價發(fā)布,監(jiān)管制度持續(xù)優(yōu)化。 事件:5 月 15 日,《國家發(fā)展改革委關于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及 有關事項的通知》文件及各地輸配電價表下發(fā)。 《通知》主要內容涉及:1、用戶電價歸并三類:用戶用電價格逐步歸為三類 (居民生活、農業(yè)生產、工商業(yè)用電)。2、商業(yè)用戶電價核定標準:按電壓等級核 定輸配電價與需量電費,按用電容量:1)100 千伏安及以下:執(zhí)行單一制電價; 2)100 千伏安至 315 千伏安之間:可選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價;3)315 千 伏安及以上:執(zhí)行兩部制電價,現(xiàn)執(zhí)行單一制電價的用戶可選擇執(zhí)行單一制電價或 兩部制電價。3、明確工商業(yè)用戶電價構成:由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸 配電價、系統(tǒng)運行費用(包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等)、政府性基金 及附加組成。 輸配電價監(jiān)管制度持續(xù)優(yōu)化,用戶側商業(yè)模式理順?!锻ㄖ芬?guī)定了輸配電價 監(jiān)管制度,“準許成本+合理收益”核定省級電網(wǎng)輸配電價,將實現(xiàn)有效的網(wǎng)售分 開、售電側競爭和需求側響應。同時,《通知》詳細規(guī)定工商業(yè)用戶電價的構成, 容量電價與電網(wǎng)輔助服務費成本單獨披露,有利于推動用戶側的商業(yè)模式發(fā)展。

  多項政策推動輔助服務市場發(fā)展,工商業(yè)儲能盈利模式逐漸明確。2022 年 7 月全國統(tǒng)一電力市場體系在南方區(qū)域落地,有助于明確輔助服務市場的品種并完 善補償機制?!?023 年能源監(jiān)管工作要點》也提出加快推進輔助服務市場建設,包 括電力輔助服務市場專項工作機制、電力輔助服務價格辦法等。未來輔助服務將成 為電力市場交易品種的重要組成部分,工商業(yè)儲能可以通過在電力市場上提供輔 助服務作為新的盈利渠道。


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