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以蒙西呼包东地区2023年6月28日为例:
上午3点充电成本:581.05元/MWh*10MWh=5811元
上午6点放电收入:1479.69元/MWh*10MWh*85%=12577元
上午收益:12577元-5811元=6767元。
下午13点充电成本:0元/MWh*10MWh=0元
下午20点放电收入:1499.81元/MWh*10MWh*85%=12748元
下午收益:12748元-0元=12748元。
全天收益:6767元+ 12748元=19515元。
Q2 如何计算储能投资成本?
我们还是按照一座10MWh的独立储能电站,EPC工程建设成本为1.5 元/Wh计算,初始项目投入为 1500万元,整体使用寿命为16年。电池组预计使用寿命8年,在第8年时进行更换,成本为0.8元/Wh,即更换费用为800万元。储能电站每年运营费用则按照初始投资额的1.5%计算,即23万元/年。
Q3 主要现货省份的独立储能收益与静态投资回收期?
根据常用财务规则计算各个主要现货省份的收益、静态回收期与IRR内部收益率:
可以发现广东/甘肃是无法收回投资成本的。山东/山西/蒙西能收回成本,静态回收期也在10年左右。
广东:年收益132万元,无法收回成本。
山东:年收益191万元,静态回收期13.6年,IRR2.89%。
山西:年收益234万元,静态回收期10.9年,IRR7.35%。
蒙西呼包东地区:年收益257万元,静态回收期9.8年,IRR9.52%。
蒙西呼包西地区:年收益250万元,静态回收期10.1年,IRR8.87%。
甘肃河东地区:年收益131万元,无法收回成本。
甘肃河西地区:年收益153万元,无法收回成本。
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前面两篇文章我们按照电力价格形成的顺序,“中长期→现货→零售→到户”,分析了有关分时电价的逐级传导。这其中有市场交易结果、各级成本与收入之间的自然传递,也有一些市场规则的限制以及行政政策的要求。用户行政分时电价政策目前存在的理由,我们在前述文章也提及过,有两点:一个是新能源电量的
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一场“智”与“能”的双向奔赴回顾历史,整个人类文明进程始终与能源开发利用紧密相关。如今,能源发展进入资源、环境、气候三重约束期,急需沿着清洁低碳方向进行转型。与此同时,人工智能技术正在蓬勃兴起,加速赋智于千行百业,“‘人工智能+’行动”的字眼更是连续两年见诸全国两会政府工作报告,A
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