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理想情況下,江蘇用戶側儲能項目可實現5年的靜態回收期

作者:王小爭 來源:儲能與電力市場 發布時間:2020-11-17 瀏覽:
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中國儲能網訊:兩充兩放的情況下,在現行的峰谷電價政策下,江蘇省用戶自行投資的儲能項目,可實現5年的靜態回收期;

除峰谷電價差外,峰平電價差也是需要考慮的要點。峰谷電價差與峰平電價差的平均值決定了用戶側儲能的收益水平;

要實現8年的靜態回收期,峰平電價差與峰谷電價差的算術平均值最少必須達到0.4元/kWh以上;

文末附相關地區峰谷電價表。

2020年11月3日,江蘇省發改委發布了《關于江蘇電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》。根據通知的內容,江蘇省峰谷價差最大為0.8154,最低為0.7158(如下表)。

在銷售電價整體降低的情況下,峰谷價差卻出現了擴大的局面,一時間朋友圈轉發刷屏,江蘇用戶側儲能又再次翻紅。

另外,除了上述電價文件,依據江蘇省2015年發布的《國家發展改革委關于江蘇省實施季節性尖峰電價有關問題的復函》(發改價格〔2015〕1028號),江蘇省每年夏季7、8月份,執行尖峰電價政策。尖峰電價政策如下表。

這樣的價格對用戶側儲能來說,到底意味著什么,儲能與電力市場進行了簡單的測算。

江蘇用戶側儲能項目測算

測算的條件與假設:

√ 測算用戶為220KV及以上的大工業用戶(峰谷價差最小)。

√ 配置10MW/40MWh的鋰離子電池儲能系統,系統單價按1600元/kWh記,總造價6400萬元。

√ 系統充放電效率按90%計。

√ 簡單測算不考慮財務成本及稅收,用戶自己投資建設,不考慮第三方投資和用戶進行電費分成的模式。

√ 全年運行330天,其中夏季7、8月62天,非夏季268天。

√ 一天兩充兩放。

兩充兩放策略具體如下。

非夏季,每天低谷0-4點,平段12-16點各充電4小時,總計充電8小時。每天高峰8-12點,17-21點各放電4小時,總計放電8小時。

夏季,每天低谷0-4點,平段12-14點,15-17點充電,總共充電8小時,每天高峰8-10點、11-12點、19-22點,以及尖峰10-11點、14-15點放電,總計放電8小時。

經簡單測算,安裝在220KV及以上的大工業用戶處的10MW/40MWh儲能項目,年收益為1236萬元,靜態回收期5.18年(6400萬/1236萬)。

另外,如果第三方投資建設運營,電力用戶利益分成比例按20%核算的話,上述項目靜態回收期將為6.47年。

峰谷價差、峰平價差,決定了用戶側儲能項目的收益

在一天兩次充放電的前提下,用戶側儲能項目的主要收益是峰谷價差以及峰平價差套利。

假設每天兩充兩放,充放電效率為η,不考慮特殊情況下的尖峰電價,只考慮高峰、平段、低谷電價,充放電收益的計算可總結為下圖。

由上述公式可以看出,兩充兩放情況下,用戶側儲能項目,不僅僅要考慮峰谷電價差,高峰平段電價差與高峰低谷電價差的算術平均值,將決定用戶側儲能項目的收益水平。

仍舊假設儲能容量10MW/40MWh,每天兩充兩放,充放電效率按90%計算,只考慮高峰、平段、低谷電價,并且不考慮財務及稅收等成本。經測算,如果項目的靜態回收期為8年以內:

用戶自行投資建設,那么高峰平段電價差與高峰低谷電價差的算術平均值最少必須達到0.4元/kWh以上;

第三方投資建設運營,用戶收益分成20%,那么高峰平段電價差與高峰低谷電價差的算術平均值則最少必須達到0.5元/kWh以上。

各地峰谷價差總結

經“儲能與電力市場”匯總分析,目前全國以下地區的上述價差已經達到0.4元/kWh。

華北區域:北京、天津、山東、河南

華東區域:江蘇、上海、安徽、浙江

西北區域:陜西

南方區域:廣東

這些區域的詳細的工商業峰谷電價情況如下。

華北






華東





西北


南網

關鍵字:儲能項目

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