分布式光伏、储能应用价值及商业模式研究

戴 安，岳萌萌，吴凯槟

(1.国网电力科学研究院武汉能效测评有限公司，湖北 武汉 430074；2.国网电力科学研究院有限公司，江苏 南京 210000)

近年来，国家高度重视分布式能源和微电网的发展，其中光伏系统、储能的应用已成为提高供电可靠性、促进新能源消纳和减少环境污染的重要手段。目前光伏和储能受到了广泛关注，众多学者从发展前景[1-3]、应用价值[4-7]、系统性能[8-9]等多维度进行了详细研究。深入研究分析光伏、储能的应用价值和商业模式是十分重要的，对于提升项目规划的科学性，提高项目建设的经济性，推动光伏及储能产业的高质量发展具有战略意义。

1 产业发展现状

1.1 分布式光伏

光伏产业作为新兴能源产业，其市场规模在全球快速增长，光伏建设投资及运维成本持续下降。截至2020年6月底，全球光伏累计并网装机容量超6.5亿kW。我国光伏累计并网装机容量达2.158亿kW，占全球装机33%。其中，我国分布式光伏装机容量达7 302万kW，工商业分布式光伏装机容量约4 995万kW。投资成本方面，2019年我国工商业分布式光伏系统建设投资成本与运维成本分别为3.84元/W、0.055元/W·年-1，预计2025年将下降至3.24元/W、0.05元/W·年-1。

光伏发电符合全球能源开发与发展趋势，各国政府在政策上给予大力支持，未来光伏还将持续快速增长。根据中国光伏行业协会预测，至2025年分布式光伏累计装机将达到1.75亿kW。

1.2 储 能

在持续开放的电力市场环境下，储能装机规模增长迅速。截至2019年底，全球已投运储能项目累计装机规模为1.846亿kW,中国装机容量为3 240万kW,占全球的17.6%。2019年全球新增电化学储能装机规模为289.51万kW，其中用户侧(工商业)储能装机规模达132.15万kW，占比最高，高达45.6%。

预计到2025年中国电化学储能装机规模将超过1 500万kW，其中用户侧累计装机规模有望达到300万kW，储能系统成本有望下降至1 000元/(kW·h)、综合度电成本有望降至0.20元/(kW·h)，投资回收期为5～10年，具备全面替代抽水蓄能电站的条件；当新能源加储能的度电成本之和与燃煤标杆上网电价相当时，将具备整体平价上网的条件；到2030年，综合度电成本有望降至0.1元/(kW·h)以下，具备在电力系统各个环节全面部署储能的条件。

2 应用价值分析

2.1 分布式光伏

2.1.1 经济价值

1)节约电费

根据光伏行业协会预测，2025年光伏年新增装机8 000万kW，分布式光伏占比35%，国家电网经营区域内占比80%，工商业分布式光伏占分布式总装机60%。经测算，2025年国家电网经营区范围内工商业分布式光伏累计装机容量9 572万kW，年平均有效发电时长1 200 h，发电量为1 150亿kW·h、自发自用电量为860亿kW·h(自发自用率按75%计算)。随工商业分布式光伏装机规模的扩大，以及“自发自用”模式的推广，用户从大电网购买电量的比例将有所下降。工商业平均销售电价按0.75元/(kW·h)测算，将减少电费约645亿元。

2)电网投资

分布式光伏不具备调节能力，工商企业仍需电网公司提供全容量备用。分布式光伏接入引起的并网成本主要包括接网成本(即实现接入电网和运行需求的一次设备、二次设备和通信设备的成本)和电网改造成本。根据接入系统设计方案下的单个并网点测算接网成本，据统计目前接网成本约为26～38元/kW。分布式光伏渗透率在50%以内时，对电网改造成本影响不大。

2.1.2 社会价值

对于高峰突出的地区，在晴热天气下安装大量分布式光伏具有削峰作用，降低用户负荷对电网的冲击。

2.1.3 管理价值

分布式能源未来将实现网内、网外的能源互联互通。一方面，分布式智能微电网互联可实现内部的隔墙售电，另一方面，分布式电站的集中运维及大电网的集中互联也将促使单一的分布式售电平台转型为全面的售电平台。将分布式光伏与配电、售电进行结合，可降低用户电价，有效解决光伏高上网电价的问题。但目前分布式光伏项目要取得关键性突破，还有赖于售电侧改革的推进、能源价格的市场化改革和法律保障的加强。

2.2 储 能

2.2.1 经济价值

1)节约电费

用户侧储能可与分布式电源、智能微网等形成自循环，带动更多新型电力消费和交易模式的发展，降低分时电价。通过用户侧储能供电，每度电可使用户节约0.1元。

2)电网投资

建设客户侧储能可在一定程度上缓解用电紧张局面，延缓配电网升级改造的紧迫性，同时满足电网负荷侧的需求，在一定程度上推迟电网基础设施投资。

2.2.2 社会价值

储能的接入可以减小负荷波动给电网调峰带来的压力，有效改善配电网经济性及电压稳定性，对于用电高峰可起到较好的削峰效果。

2.2.3 管理价值

应用于分布式发电或电网的储能，可通过售电侧受益。用户侧储能技术具有削峰填谷、备用电源，调频调压等作用，能够存储分布式能源多余的发电量。随着规则的不断完善，储能可促进辅助服务市场的发展，助力形成有效竞争的市场结构和市场体系，促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。

3 商业模式研究

3.1 分布式光伏

3.1.1 商业模式及效益分析

工商业分布式光伏的并网方式主要采用“自发自用、余电上网”与“全额上网”两种。投资收益包括补贴与上网电费。

3.1.2 实际案例研究

针对三类资源区分别选取典型省份区域，设计典型建设样本(10 kV电压等级以下一般工商业项目)，按近年行业统计平均装机1 MW开展投资收益测算，具体建设样本与边界条件如表1～表2所示。

表1 典型建设样本基础信息

表2 测算边界条件

按照“自发自用，余电上网”(自发自用比例80%)与“全额上网”两种并网方式，测算各样本的收益情况，具体如表3～表5和图1所示。

表3 投资收益测算

表4 自发自用、余电上网建站投资收益

表5 全额上网建站投资收益

图1 投资收益对比

通过测算可知，应选取光伏资源好、脱硫燃煤标杆上网电价和一般工商业用电电价较高的地区建设分布式光伏。“自发自用、余电上网”与“全额上网”两种方式对比发现，“自发自用、余电上网”具备建设投资条件，其回收期为8年左右，投资收益良好(12%)；“全额上网”方式投资回收期为13年左右，投资财务内部收益率(7%)低于行业投资收益最低指标(8%)，投资收益较差，不满足建设投资条件。

3.2 储 能

3.2.1 商业模式及效益分析

根据不同用户类型与用户需求，用户侧储能商业模式主要有以下几类：

(1)实施峰谷运行和需量管理。通过“谷充峰放”，利用峰谷价差套利降低电费；通过削减用电尖峰，降低需量电费。此类模式适用于峰谷价差较大的区域，是目前我国用户侧储能占比最大的商业化应用。经测算，峰谷价差在0.7元/(kW·h)为盈亏平衡点，1元/(kW·h)以上收益率可达10%～15%。

(2)参与需求响应和辅助服务市场。参与需求响应和辅助服务，有利于提高储能投资经济性。根据储能功率、容量、参与次数等不同，一般利润率为1%～3%。

(3)作为企业应急自备电源。部分工商企业按规定需配置一定容量的应急自备电源，以保障其重要负荷的供电可靠性，一般收益率为1%～3%。

(4)参与现货交易。通过以较低的价格购入弃风、弃光电量，在电价高峰时段售出获取收益，一般收益率为1%～5%。

3.2.2 实际案例研究

目前大部分省份按需量计费的基本电价在30～40元/kVA·月-1。以锂离子电池为例(投资建设成本2 000元/(kW·h)、循环次数6 000次、系统转换效率90%、自有资金比例20%、贷款利率4.9%/年限9年、每天满充满放2次、持续时间2 h、年度运维成本为初投资成本的3%)进行初步测算，峰谷价差大于0.7元/(kW·h)才能实现盈亏平衡。我国工业峰谷价差在0.7元/(kW·h)以上的上海、江苏等地，用户侧储能项目利润约为6%～8%；工商业峰谷价差在1元/(kW·h)以上的北京地区，用户侧储能项目利润约为10%～15%。

3.3 分布式光伏+储能

3.3.1 商业模式及效益分析

“分布式光伏+储能”项目的主要获利来自峰谷电价差、降低容量电费、参与需求响应和参与电力辅助服务等。目前通过峰谷电价差和合理时段自发自用实现电费节约是项目的主要盈利点。

3.3.2 实际案例研究

以某直流光储充一体化电站为例进行具体分析。

1)项目情况

项目一期1.4 MW光伏、4 MW/25 MW·h储能、24×150 kW直流充电桩已建设完成，项目二期设计规模为6 MW光伏、4 MW/32 MW·h储能和94×150 kW直流充电桩。

2)投资收益

本项目资金由企业自筹，投资总额达1亿元，其中包括6 MW屋顶光伏系统投资2 400万元，32 MW·h储能电池含BMS系统投资4 800万元，4 MW储能PCS系统投资300万元。项目执行北京市一般工商业电价，光储充系统综合效率>85%，预计平均年收益1 800万元，静态投资回收期5.5年，动态投资回收期7年。

4 结 论

在国际、国内能源战略和政策推动下，分布式光伏和储能持续快速发展，逐渐成为能源互联网的重要组成部分，并在能源生产、消费中占据重要地位。本文分析了分布式光伏、储能的产业发展现状、应用价值及商业模式，结果表明，一是同一省区相同边界条件下，经济效益排序为光伏>光伏+储能>储能，此排序也为项目建设优先开展顺序。北京、上海、江苏、浙江等峰谷价差较大的省份可因地制宜地开展储能业务；二是需充分研判行业发展趋势及区域特点，稳步开展分布式光伏、储能业务规划。从区域上来看，优先发展华东、华中等电价水平较高、消纳能力强的区域，逐步延伸到其他地区。从发展类型看，以体量较大的工商业屋顶分布式光伏、储能为切入点，同时充分探索光储充一体化项目模式，试点先行，逐步培育增长新动能。