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(图1:两充两放策略下每年度电成本)
(图2:一充一放策略下每年度电成本)
然而这是基于电池生命周期为8年(也即循环次数要达到5280次)的测算。从下面的图3看出,若以项目周期10年(也即循环次数要达到6600次)计算,项目投资收益率(IRR)也仅为1.5%,按照行业现在普遍推行的合同能源管理模式用户分成10%后,IRR约为0.5%。这个收益率显然不具备吸引力。
况且一直以来,循环次数是个谜,还没多少投运时间够长的储能电站可供参考数据。
拉大峰谷价差对于度电收益有着直接影响。在整体电价不变或者波动很小的前提下假定拉大峰谷差,不考虑峰谷时段的变化,保持现状,平段不变。当前东莞的峰平谷电价比价为1.65:1:0.25,主要是根据(1.0348-0.0309):(0.6393-0.0309):(0.3351-0.0309)计算出来的。当前的峰谷比例为1.65:0.25=0.66。当峰谷比例拉大到= 1.75:0.25 = 7倍,峰平谷电价分别为1.0956、0.6393、0.1830。峰谷电价差超过9毛。峰谷、峰平平均价差接近7毛。
从图4看出,拉大峰谷电价比例从6.6倍拉至7倍后,IRR从0.5%提升至6%。
(图3:峰谷价差没拉大前的投资收益)
(图4:峰谷价差拉大后的投资收益)
若当系统成本继续下降到150万/MWH时,项目投资收益率会达到15%;但用户的吸引力还不够,合同能源管理模式将是主要投资方式。由于竞争激烈,用户分成比例提高那是必然的,投资方的收益率会被限制在9-10%。如下图5和图6所示。
(图5:峰谷价差拉大后、且储能系统成本降低为180万元/MWh的投资收益)
(图6:峰谷价差拉大后、且储能系统成本降低为150万元/MWh的投资收益)
然而通过下面图7、图8、图9的对比,部分用户在拉大峰谷价差后,电费可能会增加。
假定两种调整方案,峰谷比例分别为7倍和6倍。
调整方案1 : 峰谷比例 = 1.75:0.25 = 7;峰平谷电价分别为1.0956、0.6393、0.1830。
调整方案2: 峰谷比例 = 1.80:0.30 = 6 ;峰平谷电价分别为1.1260、0.6393、0.2134。
两种方案下,峰谷电价差都超过9毛。峰谷、峰平平均价差接近7毛。
(图7:调整前A、B两企业的总体电费)
(图8:按照方案1调整后A、B两企业的总体电费,A升了B降了,总体降了)
(图9:按照方案1调整后A、B两企业的总体电费,A升了B也升了)
因为只考虑两个用户样本,峰谷价差调整估算结果不能成为依据。
本文节选自作者《用户侧储能开发投资需要解决的几个问题分析》一文。
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