看报道: 山东再添储能国家电投海阳储能电站并网试运行 (baidu.com) 一次充电量200兆瓦时(20万千瓦时),可满足1000户家庭一个月用电,年可消纳新能源电量1亿千瓦时:一年充放电500次?白天光电充电半夜风电充电?太理想化了吧,这里我认为至少需要打个六折。总投资4.38亿元,就当你能用10年,年折旧也有4380万元,摊到1亿(未打折)度电,度电成本也有0.438元。看来煤炭价格翻倍之后经济上才可行?工商业储能电站服务公司http://www.zoeess.com/上海卓阳储能科技有限公司致力于工商业储能,清洁能源等电站服务,致力为全球用户提供安全、高效、智能化的储能产品系统解决方案。以新能源为主体,能源电站开发投资、储能产品研发生产、新能源商业化应用为主要业务单元的高新技术企业。 国内储能目前主要有大储和工商业两种模式,户储暂时没得市场; 为了方便大家看,我直接说成本数据:储能系统单价1.3-1.5元/Wh,EPC单价1.6-1.8元/Wh; 这个数据大差不差,别再去看其他人给你分析一堆了。 国内大储市场主要是风光电场配储,电网侧调峰调频辅助服务带来的。其收益模式主要集中在容量租赁、调峰市场/现货市场,调频市场,政府补助; 目前,大部分的地方大储收益模式仅仅在于调峰+政府补助,于是以青海为首搞出了“共享储能电站”概念。其本质就是N个新能源发电场站,租赁共享一个独立储能电站,以实现其强制配储的指标。 然而,卖方测算中,有一个关键指标“出租率”被很多外行给有意无意地忽视了,他们基本会将其设置为100%出租,实际上这个数值低于30%。其次是,因为较低实际出租率,所以租赁单价也在大幅萎缩,达不到政府提的建议单价。 在典型的收益组合中,仅靠调峰市场是完全算不过来帐的,所以很多电站会在前期规划的时候,考虑容量租赁+调峰; 现在资方也不是傻子,知道以上组合还是不保险。于是一门心思向政府要补贴,越多越好。其本质就是大储算账真的太难了。 我测算过一个直辖市200MWh的电站,在考虑30%出租率,250元/kWh单价,叠加调峰市场时,政府补助基本要达到5000万以上,才能达到资方8%的定案要求; 目前,国内在大储走得比较前的是山东、湖南、广西等地方,各地也在疯狂参考人家的内容,创新政策模式。 整体来讲,因为储能这个行业和当地电网运行、政策导向强相关,每个地方的测算结果差异还是比较大的。同样的收益模型,在不同的地方的收益率会出现明显的差距,这主要就是看当地政策的支持强度了。 工商业储能主要的收益就是峰谷套利,别无其他。不要再听啥备电、需求响应、需量管理之类的瞎忽悠了。要实现这些功能,一是条件极度严苛,二是有可能会折损峰谷套利的收益,得不偿失。 决定峰谷套利的关键因素有两个:分时电价差和负荷曲线; 分时电价差这个很多人都知道了,经验数据≥0.7元/kWh。但这玩意怎么测出来的,我保持中立态度,因为我看了很多说这个的测算模型,BUG不是一点点,这就不展开了。 现在国内很多省份都知道工商业储能难做,集成厂商跑一年跑不出几个单子的情况太正常了; 于是,很多地方采取了向“两充两放”充放策略的做峰谷形状;价差也不断拉大,我记得没错的话,上海的尖峰价格在1月的时候达到了1.8元/kWh,峰谷差大于1元/kWh,我当时看到这个直接吓尿了。IRR直接拉爆到15%以上。 在峰谷价差满足的情况下,很多项目又困于另一大配储条件:负荷曲线与分时电价是否匹配? 很多企业三班倒,没日没夜的搞产能,结果就是负荷曲线是一条“冷漠”的水平线。。。 这会导致,变压器没得容量给储能设备充电,充不进去,何谈放出来套利。 除了以上,工商业配储还得考虑设备占地、并网接入等限制因素,最后就是要解决安全性的问题; 另外,市面上很多厂家吹自己设备循环8000次以上,这因为目前没人能验证,导致很多测算模型里面,是完全不考虑电芯更换的成本的。什么用15-20年,我统称大忽悠; 总结 目前的储能市场,结合政策很多地方能算过来帐,但在测算的过程中,有意无意地忽略掉了很多影响因素; 资方大多数反映过来了,所以会找政府疯狂要补贴,政府为了推动储能的战略,也在大储、工商业出了很多补贴政策; 储能目前和几年前的光伏一样,政策导向; 等到系统成本再度下降,政府补贴就会没了,到时候就会和现在的光伏一样,毕竟行业里面把储能当作光伏的儿子。。。。 以下是专栏文章,有兴趣也去看一下! 九月的老父亲:知识荒漠!工商业储能电站所涉财税逻辑九月的老父亲:全网首发!广西共享储能电站收益测算 |
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