浙江光伏储能投资经济性分析：每年利润约102.6万元约5.56年收回投资-北极星储能网

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自能源局发布823新政策之后，储能开始进入人们的视线，目前，储能产业正处于商业化初期，成本在不断下降，技术在不断提高。2017年10月11日，发改委《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》正式发布，这为储能产业的快速发展起了极大的推动作用。浙江省工业发达，电价较高，光伏储能有投资收益较好。那么浙江储能市场情况如何，本文将作具体分析。

浙江省光伏与电价分析

浙江省太阳能资源一般，属于3类资源区，但其光伏产业发展迅猛，国内领先，特别是分布式光伏，其“嘉兴模式”曾让国家能源局前任局长吴新雄大力点赞，并一度被视为全国各地推广分布式光伏的范本。

浙江省光伏产业的发展离不开光伏政策的支持。自2013年以来，浙江省及各市县纷纷出台光伏政策，鼓励、支持、补贴光伏发电，其政策之多、补贴力度之大，也是其他省所不及的。浙江省出台的光伏补贴政策竟然已达43个，浙江省11个城市除了舟山市全部都出台了相关政策。但到了2018年，这些大部分地方补贴都到期了。

浙江省的电价如下图。大工业用电有容量费，按变压器容量是30元/千伏安˙月，按最大需求是40元千瓦˙月，居民用电阶梯电价：年用电量≤2760千瓦时，0.538元/度，2760千瓦时<年用电量≤4800千瓦时，0.588元/度，年用电量>4800千瓦时，0.838元/度，燃煤脱硫电价是0.4153元/度。

浙江省没有分峰平谷三段，峰段分为尖峰和高峰两种，再就是低谷，从表中可以看出，大工业用电峰谷价差是0.484元/度，普通工业用电峰谷价差是0.55元/度，尖峰时间是19:00-21:00，这时候是居民用电高峰，工业上已不是高峰。

浙江省光伏储能投资分析

浙江省居民用电峰谷价差是0.28元/度，比较少，工业用电峰谷价差是0.484元/度和0.55元/度，也不是很高，依靠峰谷价差目前还没有投资价值。电价较高，光伏加储能用于减小电费开支和减少容量费，还是有投资价值。

浙江省有很多工业厂家，负载不均衡，一般是一个月有几天时间，负载特别大，平时负载就一般，我们假设某工业厂房，平时最高是500kVA左右，每个月有5天左右时间，有一个特殊的工艺，需要峰值负载功率为1200kVA，每天约为8小时，但这个时间可以安排。工厂是早上8点开工，下午19点收工，19：00到22：00有时加班，功率在200kVA以下，一天的用电量在5000度左右，一年工作时间为280天左右。根据浙江的电价情况，我们先设计一个大工业用电光伏微网储能系统。

组件选用1680块300W单晶组件，共504kW，预计平均每天可以发1500度电，逆变器选用古瑞瓦特CP500并网逆变器，储能变流器选用古瑞瓦特PCS500，蓄电池采用500V节2V3000AH的铅炭电池，总容量3000度。原来公司采用大工业最大需求，容量为1200kVA用电方案，现在改为按变压器500kVA用电方案。

储能逆变器各阶段工作状态如下：

1)在电价谷值00：00-8：00时，电网给蓄电池充电，充到85%为止，早上有光照时，光伏方阵给蓄电池组充电，直到8：00为止;

2)在电价峰段8：00-11：00，蓄电池和组件通过逆变器，以恒功率400kW给负载供电，3小时消耗1200度电;

3)在电价平段11：00-13:00，光伏方阵给蓄电池组充电;

4)在电价峰段13:00-19:00，蓄电池和组件通过逆变器，以恒功率400kW同时给负载供电，4小时消耗1600度电。

选择5个天气好的日子，晚上给蓄电池充满电，当特殊的工艺设备开动时，光伏逆变器和储能变流器同时给负载供电。

光伏微网储能系统优势

1)应用范围宽，而微网系统包括以下多个工作模式：工作日自发自用;节假日余量上网;谷值充电峰值供电，纯离网模式;功率因素修正模式等等。

2)系统配置灵活，并网逆变器可以根据客户的实际情况选择单台或者多台自由组合，可以选择组串式逆变器或者集中式逆变器，甚至可以选择不同厂家的逆变器。并网逆变器和PCS变流器功率可以相等，也可以不一样。

3)系统效率高，光储微网系统光伏发电经过并网逆变器，可以就近直接给负荷使用，实际效率高达96%，双向变流器主要起稳压作用。

4)带载能力强，光储微网系统并网逆变器和双向变流器可以同时给负载供电，带载能大可以增加一倍。

投资收益计算

成本计算

531新政策出台后，组件和逆变器等设备厂家下降了价格，500kW的光伏电站原材料和安装成本可降到5.6元每瓦，这样整个系统初装费用为280万元，铅炭蓄电池是系统最贵的一部分，500节2V3000AH的蓄电池约240万，加上储能变流器，变压器，配电柜50万，总投资570万元。

收益计算

再计算收益，光伏平均每天发电1500度，自用280天，按0.9004元每度价格算，每年收益约为37.8万元;节假日光伏余量上网为85天，以脱硫电价0.4153元卖给电网公司，总费用为5.3万元。还有峰谷价差的收益，假定蓄电池充放电效率为85%，电价峰段时放电1300度，电费抵扣1170元，电价谷段时充电1530度，费用是637元，每年峰谷价差的利润约14.9万元。以前接最大需求容量费，一年的费用是1200*40*12共57.6万元，现在是变压器500kVA用电方案，容量费是500*30*12，共18万，共减小39.6万元，电网停电会给工厂带来较大的损失，停电一小时，可能损失几千到几万元，加装了储能系统，还可以做为备用电源使用，估计一年算5万元左右，这样每年的利润约102.6万元，约5.56年收回投资。

6年后铅炭电池报废，回收价值约48万，6年后估计锂电池成本约1200元一度电，再投资312万，还可以使用10年，所以第二次大约3年就能收回成本。还有7年纯收益。

注意事项：该项目是特例，不具备通用性，但有借鉴意义。

科普：大工业用电基本电价两种计费方式

一般大宗工业用电的基本电费计收方式有两种，一种是按变压器容量计收，另一种按最大需量计收，用电人可根据自身情况，并按供电局相关规定选择一种计收基本电费的方式。

以浙江为例，按变压器容量计收基本电费为30元/KVA，如变压器容量为200KVA，正常情况下，每月基本电费为6000元，(用不用电都必须交基本电费，除非变压器报停)，按最大需量计收基本电费为40元/KW，如申报最大需量核定值为1000KW，且该月实际最大需量未超出核定值，该月基本电费为40000元。

全球首个液态空气储能工厂于英国问世

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