储能电池项目投资成本与收益分析

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储能电池项目投资成本与收益分析

2024-07-01 08:00| 来源: 网络整理| 查看: 265

电池技术路线经济测算:按照光伏行业广泛认可的项目投资边界,全投资收益率大于9%时项目投资具有较好经济性,以此为边界条件对大工业储能调峰项目进行测算{以江苏地区为例},使用锂电池技术{一天两次循环},每瓦时投资单价下降至1.28元{含开发费}时,项目具有较好经济性。

模式对比:

2、电网对于储能产业的态度与看法

由于南网可再生电源比例较高,整体调峰调频能力较强,相比国家电网区域,直到现在,辖区在发电侧、电网侧应用储能的需求也不是很迫切。

在用电侧,随着储能产业的快速发展、成本大幅下降,加上电力市场的次序放开、电力现货市场建成时间表倒逼,南网非常重视储能的发展及应用,特别是如何提前预测、规划、布局、管理、配合储能的快速规模化应用。

在南网一主两翼战略布局下,为了发展竞争类、非管制类业务,储能作为七个重点方向之一,去年8月由总部科技部牵头,广东电网、双调公司(调峰、调频)等参加,成立了三个小组:

1.储能本体,电池制备;

2.储能应用,集中式储能双调公司为主,分布式由广东电网牵头(广东电科院,9月份成立了专门的储能所);

3.储能运营,电动汽车、微网等方向,目前开始吸纳系统外团队参加(如广州能源所)。

目前认为储能应用可能的两个障碍、问题:

1.成本高;

2.电改背景下电价变化的不确定性,没有看到能够较好匹配、应对的储能商业模式。

3.电网应用策略

南网辖区储能的应用前景主要在用电侧,包括:

削峰填谷,电网是欢迎的,广东等地工商业用电峰谷价差大、在全国都名列前茅,企业对于用电成本比较敏感,可能成为储能市场最早爆发的区域之一。同时也在研究,储能多种运行策略、一旦出现策略上的失误,可能会导致波峰充电,反而对于电网形成冲击的风险。另外,电网内部对于储能也有不同声音,也有人认为储能的发展,可能会抢走部分优质客户资源。

偏差考核,与售电公司、参与市场的交易主体合作,减少惩罚性考核损伤,也可能是眼前看得见的储能盈利模式。

需量管理,技术应用日益成熟,内部也有不同看法,既有电网内部利益,局部可能受到影响。

UPS备用电源,前景很大、需求越来越多,特别是移动式、车载的UPS,可以随时为大型会议、活动、用电紧张地区保障供电。如果储能成本与新建线路成本差别不大,电网也会加大这方面的投资力度。

需求响应,目前主要问题一是机制不够完善,二是量太小、没有吸引力、很难真正去调度。现有的试点大多集中在一条10kV配线上,作用有限。

新能源并网,南方水电多,二次调频非常快。不像有些老的火电机组,需要储能系统配合、改造。目前南网没有要求新能源配储能的想法。电动汽车、充电桩。有很多项目在实施。双向充放电暂时没有上升到公司行动。目前还是由内部科技、创新团队,在进行整体考虑、技术研发规划。

离网、海岛应用。建立微网的运营模式,在海岛应用前景广阔。目前实施中主要的问题是用地,包括军队用地,需要走很多手续。中低压直流配网。2012年由深圳局和荣信合作,在电力电子变压器、断路器、直流配网用电保护进行了研究。目前在珠海横琴开展直流配网示范工程,示范项目先行,技术标准还需要一个过程。储能在配电侧柔直方面暂时没有布局。

4、电网对于电价的看法

电价的主要影响因素包括政策、市场、技术。目前电价主要由国家相关部委核定,包括对储能可能的价格支持,都不是电网决定的。市场方面,直购电只是最早期的电力市场,随着月协、长协、现货市场的逐步完善,峰谷价差可能由现货市场的实时电价取代。

这种机制、环境的变化,可能对于目前基于波峰电价打折的合同能源管理模式,带来一定的不确定性。但市场化的电价波动,各种电源都在竞争,峰谷价差应该会越来越大,甚至有报零电价,幅度有可能超过现在的峰谷价差。随着光伏装机规模、需量管理的快速增长,未来的发电、用电负荷曲线,也可能发生整体性改变,导致电价机制、水平随之调整。

5、储能试点项目案例

湖北十堰某企业2MW/12MWh储能调峰顶目

企业用电分析:年用电量约2053万度,2017年7月后变压器容量增加到7450kVA。年用电量没有明显的季节变化,每天24小时连续用电。用电功率比较稳定,在2000kW-4000kW之间变化波动,变压器负载率不超过54%;用电电能质量较好。电价差约0.72元/kWh。

估算储能容量:按照用电规律,企业峰时消纳储能电功率



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