中国分布式太阳能和储能的经济性分析报告「中国分布式太阳能和储能的经济性分析」

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随着太阳能和储能价格的下降，分布式能源的经济性逐步提高，在中国的许多地区，分布式太阳能已经展现出良好的经济性。如上所述，由于相较零售电价而言，接入电网的太阳能价格仍然较低，因此自发自用型太阳能发电目前成为分布式太阳能的主要商业模式。

尽管中国正在逐步推行电力批发市场改革，但对大多数小客户来说，零售电价仍受国家发改委监管。地方电价因地而异，电价中通常包括依据该地区负荷曲线制定的分时电价。分时定价的试点始于20世纪80年代，并在90年代进一步普及。商业和小型工业客户通常采用分时电价，高峰期在上午和下午晚些时候/傍晚，中午有一个次高峰时段。居民用户通常享有较低的峰段电价，但不适用中午的次高峰价格时段。

中国目前的分时电价反映了减少峰值负荷，并鼓励用户拉平负荷曲线的需要，但大量波动性可再生能源的引入——包括分布式和集中式可再生能源——最终将导致对分时电价的调整，以满足负荷与能源生产相匹配的需要。2013年，加州电网运营商发布了一份关于太阳能发电的增长如何影响该州未来几年能源平衡的报告，其中引入了“鸭子曲线(duck curve)”的概念，描绘了由于太阳能发电导致中午净负荷下降，其后随着太阳能的消退和需求高峰的到来，傍晚负荷急剧增加的情景。加州的“鸭子曲线”被视为该州电网在未来十年的最大挑战，然而加州的分时电价系统未能对这种不断变化的情况做出适当调整。

在中国，随着分布式太阳能、大型太阳能电站和其他类型的可再生能源在国家能源结构中逐渐占据更大份额，中国的净电力负荷可能逐渐发展为类似鸭子曲线的形状。在这种情况下，中国的峰谷电价时段可能发生相应演变，例如：在阳光最充足的日子的中午时段，价格较低，以鼓励用户调整消费模式。这种定价上的调整也将鼓励公用事业级储能，特别是分布式储能的发展。

鉴于分布式光伏市场的发展和政府对储能的鼓励，本研究旨在调查中国东部省份在不同应用场景下分布式太阳能的经济性。测算中考虑了当地的光伏输出能量、资本成本、当地的分时电费价格、政府补贴和电池储能的使用等因素。

因为人口密集、经济繁荣的庞大沿海地区很可能最先优先考虑采用分布式太阳能，作为早日碳达峰的一项战略步骤，所以本分析将侧重于这些地区。

主要假设包括：

■ 10千瓦分布式太阳能光伏系统;

■ 最佳的电池板方向和倾角;

■ 光伏的资本成本为5000元人民币/千瓦;

■ 单充模式，采用4-10千瓦时(可用容量)的现场电池储能系统;

■ 双充模式，采用20千瓦时(可用容量)的现场电池储能系统;

■ 电池储能系统的资本成本为1500元人民币/千瓦时可用容量;

■ 系统寿命为20年;

■ 光伏系统每年的衰减率为1%;

■ 20年后系统剩余价值为初始投资的20%;

■ 电价每年上涨1%;

■电池的充放效率为91%(一项研究中磷酸铁(LFP)电池、镍钴铝(NCA)电池和镍锰钴(NMC)电池的平均值);

■ 分时电价时段和峰谷差值保持不变;

■2021年对分布式太阳能的补贴为居民0.03元人民币/千瓦时，对商业没有补贴。从2022年开始，对新增分布式太阳能将不再提供补贴;

■ 不包括地方补贴;

■ 依据PVWatts有关各地点每日和每小时的太阳日照量数据。

虽然分时电价对于分布式太阳能的经济性发挥着重要作用，但在计算太阳能的经济回报时，却往往忽视了它们的存在。特别值得一提的是，大多数城市的分时电价在白天提供了较高的价格，这有利于太阳能的自发自用。对于一个典型的居民用户而言，我们的估算是，居民用户全年光伏生产加权平均分时电价比所有时段的居民全天平均电价高出22%。对于商业用户而言，光伏生产加权平均分时电价比全天未加权的平均价格高出21%。

峰段-次峰段-谷段的价格差异对于储能的经济性也起到关键作用。它等于峰段价格和谷段价格之差除以谷段价格。大多数城市为商业用户提供午时次峰段价格，而居民用户只有白天的峰段价格和晚间的谷段价格。在我们考察的城市中，商业用户的平均峰谷差价为227%，居民用户为86%。商业用户的平均峰段-次峰段差为109%。

许多城市提供基于季节的不同价格表，这通常包括一个冬季价格表和一个较短的夏季高峰季节价格表。例如，烟台市在6-8月实行较高的价格。在本分析中，我们考虑了每个季节太阳辐射的变化，使用各时期逐小时的月平均太阳能光伏输出数据。

居民和商业的夏日分时电价和光伏发电输出功率

大多数城市的日发电量受当地的天气变化的影响极大，天气变化不仅导致发电量的增减，而且还影响储能系统完成一次或两次循环的能力。基于全年每小时的光伏发电计划，我们的单次充电分析假定在阴天，电池不一定充满电。出于这个原因，在单次充电情景下，我们依据以下假定设定了各城市电池容量，即：电池在90%的日子里能通过太阳能输出充满电，最大电池容量设置为10千瓦。

所模拟的情景如下：

情景1：仅光伏。该情景仅考虑4-10千瓦的太阳能装置的内部收益率(根据不同城市的太阳辐照度而变化)，假设所有电力都是自发自用的。

情景2：光伏加储能，一日一充。在中午分时电价较低时对电池进行一次充电，直到充满为止，在晚上分时电价最高时，所充电力被用户消耗掉。在上午高峰时段太阳能出力不足，致使电池只能部分充满的日子中，仅考虑用这部分能量放电，换句话说，电池从不从电网充电。

情景3：光伏加储能，一日两充。在午夜，分时电价最低时，使用电网电力进行第一次充电，并在清晨分时电价较高时放电。第二次充电情况如下：首先像第2种情景中那样，在中午时段对电池充电，然后通过电网对电池充电，直到充满。当晚间分时电价最高时，用户将消耗掉所充电力。

在当前太阳能光伏价格和补贴水平下，分布式太阳能在我们研究的许多地区都呈现出良好的经济性。但太阳能与储能配对所呈现的经济性比较不平衡。一般情况下，对每日两充的商业用户来说经济性最佳。

一般而言，商业用户仅用光伏发电的内部收益率为14-22%，居民仅用光伏发电则为11-19%。对于情景2，储能装置每日一充，商业用户的内部收益率在12-19%之间，而居民用户在9-12%之间。对于情景3，即每日两充情景下，商业用户的内部收益率为10-26 %，而居民用户为 7-15%。

有几个地方为配备20kWh储能的光伏发电商业用户提供了超过20%的内部收益率。这几个地方包括北京、深圳、三亚、连云港和南京。北京、南京和深圳商业用户仅用太阳能系统的内部收益率也超过了20%。

在敏感性方面：

相较电池成本的变化，内部收益率对分时电价的变化更为敏感。在南京，在商业用户的内部收益率最高的情景3下，如果将分时电价的范围扩大一倍，并将电池成本降低到初始成本的一半时，内部收益率将增加10%。

结论

■ 较大的高峰-次高峰电价差是令电池储能更有利可图的最重要因素，这导致城市的内部收益率更高。

■ 各个城市所吸收的太阳辐射量是影响项目经济性的一个重要变量，在仅用光伏系统的情景下更是如此。年太阳辐照量超过1100千瓦时的地区仅用光伏系统的商业内部收益率可以超过15%。

■ 一般来说，商业项目比户用项目更有利可图，这是因为商业用户的电价更高，而且高峰-次高峰电价差更大。

■ 模型显示，对于商业和户用用途，考虑到电池和光伏面板的较高资本成本，以及中等的电费节省，单充情景的回报率最低。另一方面，双充模式结果显示，商业和居民用户的路径各异。由于高峰和次高峰电价差很大，双充模式对商业用户会产生较高的内部收益率。由于许多城市居民用电高峰期和次高峰期电费几乎没有差异，双充模式对居民用户最无利可图。但有一个例外是广东汕头，该市的商业电价比居民电价更低，因此在三种情景下，居民的内部收益率都比较高。

■ 如果中国的净负荷曲线逐渐演变为像加州那样的鸭子曲线形状，政府监管部门可以考虑为居民用户制定一个次高峰电价，以鼓励负荷从早晚高峰向中午转移。如果有了这样一个次高峰电价，对居民和商业用户来说，单充情景可能会变得更有吸引力。居民用户也可以采用较为经济的双充模式。（来源：中德能源转型研究项目 《中国城市分布式光伏的经济性探讨》）