2021户用储能投资分析

户用储能有两种:一种是离网储能,是刚需,用于无电网的地区,以满足人民的基本生活为主;另一种是并网储能,是近年来发展较快的投资方式,主要应用在电价较高、峰谷价差较大的发达国家和地区,如欧美和澳洲。澳大利亚在2018年推出户用光伏加储能的补贴计划,加上澳大利亚户用电价高,因此户用储能安装量很高,从2015年到2020年,澳大利亚户用储能系统安装数量超过8万套。

峰谷电价是按高峰用电和低谷用电分别计算电费的一种电价制度。高峰用电,一般指用电单位较集中,供电紧张时的用电,如在白天,收费标准较高;低谷用电,一般指用电单位较少、供电较充足时的用电,如在夜间,收费标准较低。实行峰谷电价有利于促使用电单位错开用电时间,充分利用设备和能源。阶梯电价,是指把户均用电量设置为若干个阶梯分段或分档次定价计算费用,用电量越大,电价越高,对居民用电实行阶梯式递增电价可以提高能源效率,通过分段电量可以实现细分市场的差别定价,提高用电效率。

目前户用光伏储能有两种方案,一是直流耦合方案,光伏发电先经过控制器,储存到蓄电池中,再经过逆变器转化为交流电,提供给负载使用,这种方案接线简单,成本较低;二是交流耦合方案,光伏发电直流经逆变器转化为交流电,供负载使用,如果负载用不完,通过双向储能变流器储存到蓄电池中,当光伏功率不够时,再通过双向储能变流器释放出来给负载使用,这种方案效率高,设计灵活。

户用储能和常规的并网发电不一样,增加了储能电池及充放电控制,成本上升了近30%,因此需要前期了解客户的需求,再制订方案。首先要询问客户的电费清单,了解客户的电费,每个月的用电情况,用电价格,有没有采用峰谷电价和阶梯电价,白天和晚上的用电情况,光伏发电能不能上网卖电,有没有储能补贴,测量客户可装光伏的面积。一般来说,电价超过0.7元/度,峰谷价差超过0.5元/度,储能有超过1000元/度的补贴,都可以投资光伏储能。如果光伏发电和负载用电基本同步,即用户白天用电多,或者用户已经安装了光伏,建议采用交流耦合方案;如果用户白天用电很少,晚上用电多,光伏发电和负载用电不太同步,建议采用直流耦合方案。

储能方案1
中国广东某城市用户,有一蛋糕店,月消耗电量约1200度,白天高峰期用电量约800度,晚上约400度,该地采用峰谷电价和阶梯电价政策,峰值电价1.1元/度,第一档电量为每户每月0-260度的用电量,第二档电量为每户每月261-600度的用电量,其电价每度加价0.05元;第三档电量为每户每月601度及以上的用电量,其电价每度加价0.30元。用户每个月电费约1300元。

根据用户的情况,我们设计一个光伏储能交流耦合方案,设计采用360W组件30块共10.8kW组件,10kW并网逆变器,平均每个月能发1100度电,基本满足客户用电需求,5kW储能逆变器,20度储能电池,用于晚上支持负载用电。

经济性分析
10kW光伏系统投资约3.5万,5kW/20kWh的储能投资约4万,总投资7.5万,光伏可以基本满足用电需求,加上储能后,用电更有保障,即使电网停电也可以用电,每个月可以为用户节省电费1200元,每年电费1.44万,因此5.2年可以收回成本,光伏组件的寿命为25年,储能电池的寿命是10年,因此系统具有投资价值。

储能方案2
澳大利亚南部某家庭,每月消耗电能约750度,当地的电价是0.4澳元/度,安装储能有补贴,5度电补贴3600澳元,10度电补贴7200澳元。我们设计一个6kW的光储系统,组件采用20块单晶300W,储能逆变器采用古瑞瓦特SPH6000光储一体机,蓄电池采用10度锂电。

经济性分析
6kW的光储系统,在当地安装成本约20000澳元,取得补贴后约12800澳元,在当地平均每月能发700度电,每年可以节省电费3360澳元,因此3.6年就可以收加成本。

从投资收益上看,户用光储系统发展前景广,且安装光储系统,用电有保障,不用担心停电。随着技术的进步,储能成本会越来越低,功能也会越来越多,投资收益会越来越高。

汛期长江沿岸光伏电站表现如何很受关注,看到近期北勘院展示的其设计的国电投共青江益光伏电站遇到洪水时的照片,分享一下。

电站一期106MW,2017年底就并网发电。建设地点在进行退田还湖工程,否则没人会把水泥桩基搞得那么高。目测下水泥灌注桩地上部分要有5米。鄱阳湖在高水位时,场地内泄洪,水位涨了不少,好在距离支架和组件还远。但在平时,这个电站的维护是个大麻烦。

国企和大型设计院对各方面考虑还是严谨全面的,工程有工程的特征,这也是他们的项目投资成本要高的原因。不过,平价时代有多少项目经过严格的设计评估,那就不好说了。

在平衡经济收益和安全风险之间,这个度不好拿捏。

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