光伏投資成本分析
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目前，工商業儲能盈利方式大致有六種：峰谷套利、能量時移、需求管理、需求側響應、電力現貨市場交易、電力輔助服務。
上述六種盈利方式存在一定的互斥性，即無法同時獲得兩種收益。
以浙江省某6MWh工商業儲能項目為例，計算了當前政策條件下，工商業儲能的六種收入來源及收入情況。 初步計算，第一年不同方式的收入如下圖所示。
表：浙江某6MWh工商業儲能盈利方式
每項的詳細盈利計算如下。
浙江省新建3MW/6MWh用戶側儲能項目，升壓至10kV接入廠區母線，工廠白天負荷穩定可完全消納儲能放電，且變壓器容量滿足儲能充電需求。
兩充兩放：考慮工廠休息及設備檢修，儲能設備每年運行300天，每天兩充兩放。第一次在谷時22:00-24:00充電，在次日高峰段9:00-11:00放電；第二次在谷時11:00-13:00充電，在尖峰段19:00-21:00放電。
峰谷價差：2023年3月浙江一般工商業用電為例，尖峰電價1.4085元/kWh，高峰電價1.0463元/kWh，谷時電價0.4266元/kWh。
基本假設：投資成本1.8元/Wh，總投資1080萬元，其中銀行貸款70%，貸款利率4.65%，DOD90%，充放電效率92%，儲能壽命為10年。
工商業用戶可以在電價低谷時，以較便宜的低谷電價對儲能電池進行充電，在電價高峰時，由儲能電池向負荷供電，實現峰值負荷的轉移，從峰谷電價中獲取收益。
浙江省某典型工商業儲能項目，按照充放電深度90%、充放電效率92%、一年運行300天、一天充放電2次計算，一年的峰谷套利總收入為167.32萬元。
表：一天充放電峰谷價差套利計算
光伏發電具有間歇性和波動性。自發自用、余電上網的工商業分布式光伏項目發電量超出負荷所能消耗時，多余的電則以較低價格送入電網。當光伏供給負荷電量不夠時，工商業用戶又得以較高價格向電網購買電能，電網和光伏系統同時給負載供電，故工商業用戶在配置光伏情況下用電成本沒有得到最大化的降低
工商業用戶配置儲能系統后，在光伏發電輸出較大時，將暫時無法自用的電能儲存到電池中在光伏發電輸出不足時，將電池中的電能釋放給電力負荷使用，通過儲能系統平滑發電量和用電量，提升光伏發電和消納率，最大程度上實現用電利益最大化。
收入測算: 假設該工商業用戶擁有2000m?屋頂，可配置200kW光伏，光伏組件第一年衰減2%，此后每年衰減0.50%，每天綜合發電時長4小時，合計發電800kWh轉移至尖峰時段使用，第一年能量時移收入33.47萬元。
大工業用電采用兩部制電價。
我國針對受電變壓器容量在315千伏安及以上的大工業用電采用兩部制電價,基本電費是指按用戶受電變壓器(按容計費)或最大需量計算(按需計費)的電價收費,電度電費是指按用戶
實用電量計算的電價。
在基本電價按需收費的工商業園區安裝儲能系統后,可以監測到用戶變壓器的實時功率,在實時功率超過超出需量時,儲能自動放電監測實時功率,減少變壓器出力,保障變壓器功率不會
超出限制,從而達到降低用戶需量電費,減少工商業園區用電成本的目的。
以該3MW儲能項目為例,每天兩充兩放,第一年可節約容量電費18萬元。
當電力批發市場價格升高或系統可靠性受威脅時,電力用戶接收到供電方發出的誘導性減少負荷的直接補償通知或者電力價格上升信號后,改變其固有的習慣用電模式,達到減少或者推移
某時段的用電負荷而響應電力供應,從而保障電網穩定,并抑制電價上升的短期行為。即企業在電力用電緊張時,主動減少用電,通過削峰等方式,響應供電平衡,并由此獲得經濟補償。
收入測算:假設年度需求側響應20次,單次需求側響應最高補貼4元/kWh,測算取平均價格2元/kWh,第一年需求側響應收入14.03萬元。
電力現貨交易是指發電企業等市場主體以市場化交易的形式提供電力服務的交易機制,當前南方區域電力市場已經啟動試運行,相關政策已明確將適時引入儲能等市場主體參與綠色電力交
易。工商業儲能系統因容量較小的原因難以滿足電力交易市場中買方對于一次性調用量的需求,可通過虛擬電廠(VPP)以聚合方式參與電力市場交易。
假設每日參與一次電力現貨交易,交易量為單次充放電電量差,結算價格取0.5元/kWh,第一年電力現貨交易收入為14.47萬元。
電力輔助服務。除正常電能生產、輸送和使用外,為維護電力系統的安全穩定運行并保證電能質量,由發電企業、電網經營企業和電力用戶所提供的服務。
收入測算:以工商業儲能調頻服務為代表進行測算,假設調頻服務單位收入0.75元/kWh,年參與調頻300次,第一年電力輔助服務收入33.99萬元。
LCOE計算公式:
度電成本=總投資成本/總處理電量
總投資成本=初始投資+利息+運維費用+項目管理費-殘值,計算出其現值為1896.42萬元
總處理電量=日單次處理電量*2*300
對儲能項目全生命周期內投入和處理電量進行平準化計算得到的儲能成本，經測算，本項目LCOE為0.68元/kWh，綜合考慮后，取0.7元/kWh為峰谷套利盈虧平衡點較為合適。
2023年3月電網代購電價格中， 23個省區峰谷電價差超過0.7元/度，高于工商業儲能用于峰谷套利的盈虧平衡點，其中浙江峰谷價差為全國最高，價格為1.3258元/度，有利于工商業儲能峰谷套利。
在僅考慮峰谷套利收入的情況下，投資浙江省壽命為10年的3MW/6MWh儲能系統項目，當每度尖/峰谷電價差為0.9819/0.6197元，投資成本為1.8元/Wh時，IRR可達9.36%，銀行貸款以70%計算，預計5.47年收回投資成本，具備一定經濟性。
在全國范圍內峰谷價差持續拉大和儲能投資成本不斷下降的趨勢下，有望將IRR提升至20%以上，工商業儲能經濟性愈發明顯。
來源：洛奇馬的能源轉型日記
