分析：智利工商业储能的经济效益分析

liukai · 发表于 2023-11-24 19:21:47

　　本文主要以智利市场为例，介绍工商业储能的几种效益分析方法，目的是为了帮助业内同仁面对潜在客户需求时，理解该需求的根源并根据实时市场动态对客户可能接受的价格区间做出预判。所有数据均来自网络并经过笔者的筛选，但无法保证完全可靠，由此得出的结论请读者是审慎采用。上海工商业储能电站上海卓阳储能科技有限公司致力于工商业储能,清洁能源等电站服务,致力为全球用户提供安全、高效、智能化的储能产品系统解决方案。以新能源为主体,能源电站开发投资、储能产品研发生产、新能源商业化应用为主要业务单元的高新技术企业。

　　智利是全拉美地区用电价格最高的国家。

　　2018全国平均用电价格为0.19USD/KWH (数据来源：https://www.globalpetrolprices.com/chile/electricity_prices/)智利是2019年全球气候大会（巴黎协议框架内活动）的主办国，总统和能源及环保部门非常重视该活动的国际影响力。智利政府制定了非常乐观的新能源发展目标和相关的法律：到2030年可再生能源发电占比60% （目前约为40%, 大部分来自大型水力电站），新增的发电装机容量将有90%以上来自太阳能和风能。截至2018.7月，*智利全国的电力装机容量为23.9GW，光伏和风能共约占比16.5% （大部分还在施工调试阶段，实际发电量仅占不到7%）。(* 资料来源：http://generadoras.cl/documentos/boletines/boletin-mercado-electrico-sector-generacion-julio-2018)尽管智利目前还没有直接针对储能的补贴政策和鼓励机制，但伴随着可再生能源占比的快速提升，电网侧储能应用的普及必将提上日程，旧电网的升级改造也在催生新的储能需求。假设20%的可再生能源的新增装机容量和10%的已装机容量将配备储能，智利未来的电网侧储能市场将以数GWH计。由于电网侧储能盈利机制多种多样，并且盈利能力受政策影响较大。本文将主要针对基于市场机制、无政策补贴的工商业储能应用的经济效益分析；

　　工商业储能主要用途有：削峰填谷，离网储能

　　下面是储能应用经济效益的几种可能的分析方法：

　　方法1:

　　按每千瓦时电费开支(或峰谷电价差) ，与储能系统的度电成本直接进行比较。

　　计算模型：电费或峰谷电价差 / 储能系统度电成本=储能系统经济效益比

　　当以上结果为大于1时，可以判断该储能应用的度电经济效益为正。

　　A) 电费：约0.19USD/KWH

　　注：由于工商业电价计费方式种类繁多，此处暂以2018年的智利全国平均用电价格为参考依据：0.19 USD/KWH

　　B) 储能系统每次充放电循环的度电成本：约0.125USD/KWH

　　(参考依据：系统总成本按 400USD/KWH 含BMS及PCS ，90% DOD下4500次循环寿命， EOL 60%剩余可用容量,，取中间值75% 作为全寿命周期平均可用容量，充放电效率95%)

　　计算结果：0.19/0.125=1.52

　　结论：该储能应用的经济效益为正。

　　备注：如果给储能系统充电的电能是来自电网则本模型应当使用峰谷电价差代替电费，但如果是来自其他包含度电成本的自发电系统（如光伏或风能），可以认为在利用电池储能的情况下意味着那部分电能即使不充电也会浪费掉，因此那部分充电电能的度电成本在判断储能经济效益时可以忽略。

　　方法2:

　　将储能系统的总成本，除以储能系统充放电效率，再除以电费（或峰谷电价差），得到的倍率即为达到投资与收益平衡点所需的充放电循环次数，如果小于储能系统的实际可用循环寿命，可视为该储能系统经济效益为正：

　　计算模型：储能系统总成本 / （充放电效率 × 电费或峰谷电价差）

　　计算结果：400 / (95% * 0.19)=2216

　　结论：该储能系统充放电2216次后的累计收益与系统成本持平。假如按每日一次循环，约需6年才可收回成本；如按每日二次循环，则3年即可收回成本（须有相应的分时电价支持）。

　　* 备注：

　　目前大多数LFP锂电池在100% DOD的情况下大多可以达到2000次以上循环，因此本分析模型没有把可用有效容量的百分比作为考虑因素。

　　智利目前尚未有用户侧的分时电价，但今年以来智利的各大电力销售公司正在大规模推广智能电表，可以预见不远的未来用户侧的分时电价也将逐步实施。

　　方法3: （针对离网工商业储能应用）

　　离网应用下的电池储能是必需配置。经电池储能后再利用的电能与直接利用自发电系统（光伏或风能）电能的配比往往是1:4或更高。因此，在离网应用情况下，应以整套离网系统的经济效益作为储能的经济效益来分析。

　　按整套离网自发电系统（含储能）总成本除以用户每年的电费开支，得到的倍率即为投资成本回收周期。

　　计算模型：系统总成本 / 年度电费开支=成本回收周期

　　应用举例：

　　智利北部阿塔卡马沙漠地带的某工商业用户总负载为1000KW （即1MW）, 每日白天的峰值负荷为8小时，另有2小时的50%负荷，其余时段（包括夜间）为10%负荷，一年运转300天。则年度用电为3,120,000KWH；假设用电价格0.15USD/KWH, 则该用户每年电费开支为468,000美元.

　　（上图：根据用户地理位置推测1.8MW的光伏电站可满足日用电量需求）

　　（上图：根据用户的用电规律推测1.3MWH的有效储能容量可满足夜间用电需求，结合系统效率及容量衰减情况，建议配备储能系统初始容量为2MWH, 最大充放电功率为1MW）

　　系统方案及成本预算：

　　自建一套1.8MW光伏配备2MWH电池储能的离网发电系统，预算明细：

　　光伏系统(含EPC)：1.2USD/W x 1.8MW=216万美元储能系统 (含PCS)：350USD/KWH x 2000=70万美元

　　系统总成本为286万美元

　　计算结果：系统成本286万 / 年度电费开支468,000=倍率6.11

　　结论：

　　如果用户使用自有资金，约6年可收回成本。剩余系统寿命9-14年享受净回报。如果用户使用贷款，按贷款利率8%，约8.5年可收回成本并开始享受回报。如果是第三方与用户签订15年PPA协议，价格为0.12USD/KWH（比电网价格便宜20%），十五年的总收入可达702万美元（初始投资为286万）。在电价长期看涨的情况下，这种形式的合约对用户和投资者应该具有一定的吸引力。电价构成：Tarifas

　　智利的消费电价是由政府综合经济形势和市场行情的情况而制定的，每四年更新一次，分为四类：

　　第一类（BT1）是针对普通居民用户（10KW以下）, 按实际用电量KWH计费，无容量费。第二类（BT2 和 AT1）, 以400V为界，分为低压（BT2）和高压(AT2)两档定价。

　　电费构成为：用电量（按KWH）+ 固定容量费(按KW) 。用户需与售电公司签约并限定最大负载功率。第三类（BT3和AT3），以400V为界，分为低压（BT3）和高压(AT3)两档定价。

　　电费构成为：用电量（按KWH） + 容量费(按KW)。与第二类的区别为：用户不限定最大负载功率，而按每月实际使用中发生的峰值功率来计算。第四类（BT4 和 AT4）: 以400V为界，分为低压（BT3）和高压(AT3)两档定价。

　　电费构成为：用电量 + 容量费 + 峰值功率时长。并按负载的峰值功率和峰值功率时长的计费方法不同（按固定值或计量值）区分：

　　.

　　2. 电价趋势：

　　https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2019/04/Precio_Medio_de_Mercado_SEN-1904.pdf