平均峰谷价差超0.9元/kWh，浙江用户侧储能市场异军崛起

用户侧储能机会，兴也电价，衰也电价

2021年7月《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》发布，定下了扩大峰谷价差的基调，为用户侧储能的应用释放了强烈的价格信号。

但随后10月份发布的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》又将用户电价带入了一个频繁变动的局面。该通知指出，燃煤电量全部进入电力市场，推动工商业用户全部进入电力市场，按市场电价购电。

一时间，项目开发者对用户侧储能项目的开发、实施变得愈发谨慎。

平均峰谷价差>0.9元/kWh

浙江用户侧储能市场异军突起

在用户侧储能机会起起伏伏之间，浙江却异军崛起，成为夜空中最亮的那颗星。

浙江因全天两个尖峰和低谷，尖峰低谷平均价差大的特点，成为了2022年国内用户侧储能应用的热点区域。

根据储能与电力市场的不完全统计，2022年以来，浙江正在实施的用户侧储能项目多达18个，规模近100MW。

以浙江省35kV大工业用户分时电价为例，分时电价的时段划分，使浙江省电力用户全天可拥有两次低谷充电、高峰放电的机会。若配置两小时的储能系统，将可以实现两次尖峰放电、低谷充电操作。

图：浙江35kV大工业用户分时电价分布情况

从2022年1-8月的电价差情况看，尽管尖峰、低谷价差每月都在波动，但价差均超过了0.92元/kWh，平均价差为0.9388元/kWh，这显然超过了普遍认为的峰谷价差必须超过0.7元/kWh，用户侧储能才具经济利用价值的阈值。

图：浙江省各月尖峰低谷价差情况

浙江用户侧储能经济性测算

以35kV大工业用户，10MW/20MWh的储能项目做个简单测算：

● 以0.5C储能系统EPC工程的平均报价1.81元/Wh为单位造价

● 10MW/20MWh的储能项目总投资为3620万元。

● 以系统循环效率90%，全年330天运行，1-8月平均尖峰、低谷电价计算，则全年可实现充放电收入1075万元。若考虑用户电费收益分成10%，则项目运营方全年可获得充放电收入967万元。

● 在不考虑财务、运维等其他成本的情况下，简单计算项目静态回收期为3.7年，这显然大大缩短了用户侧储能项目动辄8年左右回收期的时长。

此外，据了解，温州、义乌、诸暨等地区还会给予一次性投资补贴，这将进一步加速储能项目的实施。

浙江用户侧储能项目

浙江的用户侧储能项目显然具有较大的投资吸引力，近期的市场动态也验证了这一点。储能与电力市场的项目数据库显示，2022年浙江已经有多个工业企业开始配置MW级的用户侧储能系统，如下表所示。

表：浙江部分MW级用户侧储能项目

作为最具潜力的储能应用领域，用户侧储能，在浙江获得了发展良机，这一趋势是否持续，以及是否会带领其他地区的用户侧储能的发展，值得关注。