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光伏,光储系统和用户侧储能谁最具投资价值

来源:百度知道 编辑:张晓华
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网友提供的解决方案1:

下面分析,光伏、光储以及用户侧储能三个项目的特点,投资经济性对比。

以广州某工业厂房为例,该地区峰段电价1.0348元/度,时段是14到17点,19点到22点;平段电价0.6393元/度,时段是8到14点,17点到19点,22点到24点;低谷电价是0.3351元/度,时段是00点到8点。该工厂峰值负载功率为500kVA,工厂是早上8点开工,下午18点收工。一年工作时间为280天左右。

目前无论是光伏,还是储能都没有补贴,依靠货款去做这3个项目,都没有投资价值,所以以下模式设定为厂房业主有闲余资金自投,光伏发电或者储能用于抵消电费开支,没有计算资金的货款成本,以及税金和租金等各种开支。

光伏并网系统

特点:光伏并网系统,负载优先使用太阳能,当负载用不完后,多余的电送入电网,当光伏电量不足时,电网和光伏可以同时给负载供电,光伏发电依赖于电网和阳光,当电网断电时,逆变器就会启动孤岛保护功能,太阳能不能发电,负载也不能工作;系统输出功率和光照同步,和电网峰平谷电价没有关系。

根据该公司的用电负载功率和用电情况,安装一个400kW的光伏电站,开工期间光伏用电可以全部自用,正常工作日8点之前和18点之后和休息日余量上网,以脱硫电价0.4153元卖给电网公司,综合计算自发自用比例为80%,余电上网比例为20%。

整个系统初装费用为180万元。400kW在广州地区,平均每年发电40万度,自用比例为80%,约32万度,峰段约为12万度,按1.0348元每度价格算,每年收益为12.4万元,平段约为20万度,按0.6393元每度价格算,每年收益为12.8万元,余量上网比例为20%,以脱硫电价0.453元卖给电网公司,总费用为3.6万元,加起来为29.2万元。

光伏储能系统

相对于并网发电系统,光储系统增加了充放电控制器和蓄电池,系统成本增加了30%左右,但是应用范围更广。一是可以设定在电价峰值时以额定功率输出,减少电费开支;二是可以电价谷段充电,峰段放电,利用峰谷差价赚钱;三是当电网停电时,光伏系统做为备用电源继续工作,逆变器可以切换为离网工作模式,光伏和蓄电池可以通过逆变器给负载供电。

还是上述的项目,在光伏电站增加一个储能系统,光伏设为250kW,储能系统配备一台250kW的PCS双向储能变流器,1000kMH铅炭蓄电池,整个系统初装费用为200万元,光伏平均每年发电25万度,80%开工期间系统设计在电价峰值时功率输出,20*1.0348=20.7万,20%节假日以脱硫电价0.453元卖给电网公司,5*0.453=2.27万,利用峰谷0.7元每度的价差,每天充500度,充放电效率算0.85,在高峰期放425度,每天可以节省电费272元,一年算280天约7.63万元;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2.1万左右,这样全部加起来约32.7万元。

用户侧储能系统

用户侧储能系统,主要设备是双向储能逆变器和蓄电池,电价谷时充电,电价峰时充电,电网停电时,作为后备电源使用。还是上述的项目,我们设计一台500kW的PCS双向储能变流器,2200kWH铅炭蓄电池,整个系统初装费用为180万元。

利用峰谷价差充放电,效率算0.85,设计高峰期放1500度,总的价差约980元,一年算280天约27.44万元;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4万左右,这样全部加起来约31.44万元。

综合对比

从上表可以看出,三个方案投资收益差不多,光伏并网系统回收期稍长,但光伏系统能用20年以上,用户侧储能系统回收期虽短,目前投资性不是很好,主要原因是蓄电池寿命短,广州地区白天工作期间电价峰值时间不长,峰谷价差不是很大。而随着国家对储能的重视,当锂电池价格下调到1.6元/WH以下,深度充放电次数超过6000次,峰谷价差拉大到0.8元以上时,储能将会有很好的投资价值。


网友提供的解决方案2:
下面分析,光伏、光储以及用户侧储能三个项目的特点,投资经济性对比。
以广州某工业厂房为例,该地区峰段电价1.0348元/度,时段是14到17点,19点到22点;平段电价0.6393元/度,时段是8到14点,17点到19点,22点到24点;低谷电价是0.3351元/度,时段是00点到8点。该工厂峰值负载功率为500kVA,工厂是早上8点开工,下午18点收工。一年工作时间为280天左右。
目前无论是光伏,还是储能都没有补贴,依靠货款去做这3个项目,都没有投资价值,所以以下模式设定为厂房业主有闲余资金自投,光伏发电或者储能用于抵消电费开支,没有计算资金的货款成本,以及税金和租金等各种开支。
光伏并网系统
特点:光伏并网系统,负载优先使用太阳能,当负载用不完后,多余的电送入电网,当光伏电量不足时,电网和光伏可以同时给负载供电,光伏发电依赖于电网和阳光,当电网断电时,逆变器就会启动孤岛保护功能,太阳能不能发电,负载也不能工作;系统输出功率和光照同步,和电网峰平谷电价没有关系。
根据该公司的用电负载功率和用电情况,安装一个400kW的光伏电站,开工期间光伏用电可以全部自用,正常工作日8点之前和18点之后和休息日余量上网,以脱硫电价0.4153元卖给电网公司,综合计算自发自用比例为80%,余电上网比例为20%。
整个系统初装费用为180万元。400kW在广州地区,平均每年发电40万度,自用比例为80%,约32万度,峰段约为12万度,按1.0348元每度价格算,每年收益为12.4万元,平段约为20万度,按0.6393元每度价格算,每年收益为12.8万元,余量上网比例为20%,以脱硫电价0.453元卖给电网公司,总费用为3.6万元,加起来为29.2万元。
网友提供的解决方案3:

下面分析,光伏、光储以及用户侧储能三个项目的特点,投资经济性对比。

以广州某工业厂房为例,该地区峰段电价1.0348元/度,时段是14到17点,19点到22点;平段电价0.6393元/度,时段是8到14点,17点到19点,22点到24点;低谷电价是0.3351元/度,时段是00点到8点。该工厂峰值负载功率为500kVA,工厂是早上8点开工,下午18点收工。一年工作时间为280天左右。

目前无论是光伏,还是储能都没有补贴,依靠货款去做这3个项目,都没有投资价值,所以以下模式设定为厂房业主有闲余资金自投,光伏发电或者储能用于抵消电费开支,没有计算资金的货款成本,以及税金和租金等各种开支。

光伏并网系统

特点:光伏并网系统,负载优先使用太阳能,当负载用不完后,多余的电送入电网,当光伏电量不足时,电网和光伏可以同时给负载供电,光伏发电依赖于电网和阳光,当电网断电时,逆变器就会启动孤岛保护功能,太阳能不能发电,负载也不能工作;系统输出功率和光照同步,和电网峰平谷电价没有关系。

根据该公司的用电负载功率和用电情况,安装一个400kW的光伏电站,开工期间光伏用电可以全部自用,正常工作日8点之前和18点之后和休息日余量上网,以脱硫电价0.4153元卖给电网公司,综合计算自发自用比例为80%,余电上网比例为20%。

整个系统初装费用为180万元。400kW在广州地区,平均每年发电40万度,自用比例为80%,约32万度,峰段约为12万度,按1.0348元每度价格算,每年收益为12.4万元,平段约为20万度,按0.6393元每度价格算,每年收益为12.8万元,余量上网比例为20%,以脱硫电价0.453元卖给电网公司,总费用为3.6万元,加起来为29.2万元。

光伏储能系统

相对于并网发电系统,光储系统增加了充放电控制器和蓄电池,系统成本增加了30%左右,但是应用范围更广。一是可以设定在电价峰值时以额定功率输出,减少电费开支;二是可以电价谷段充电,峰段放电,利用峰谷差价赚钱;三是当电网停电时,光伏系统做为备用电源继续工作,逆变器可以切换为离网工作模式,光伏和蓄电池可以通过逆变器给负载供电。

还是上述的项目,在光伏电站增加一个储能系统,光伏设为250kW,储能系统配备一台250kW的PCS双向储能变流器,1000kMH铅炭蓄电池,整个系统初装费用为200万元,光伏平均每年发电25万度,80%开工期间系统设计在电价峰值时功率输出,20*1.0348=20.7万,20%节假日以脱硫电价0.453元卖给电网公司,5*0.453=2.27万,利用峰谷0.7元每度的价差,每天充500度,充放电效率算0.85,在高峰期放425度,每天可以节省电费272元,一年算280天约7.63万元;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2.1万左右,这样全部加起来约32.7万元。

用户侧储能系统

用户侧储能系统,主要设备是双向储能逆变器和蓄电池,电价谷时充电,电价峰时充电,电网停电时,作为后备电源使用。还是上述的项目,我们设计一台500kW的PCS双向储能变流器,2200kWH铅炭蓄电池,整个系统初装费用为180万元。

利用峰谷价差充放电,效率算0.85,设计高峰期放1500度,总的价差约980元,一年算280天约27.44万元;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4万左右,这样全部加起来约31.44万元。

综合对比

向左转|向右转

从上表可以看出,三个方案投资收益差不多,光伏并网系统回收期稍长,但光伏系统能用20年以上,用户侧储能系统回收期虽短,目前投资性不是很好,主要原因是蓄电池寿命短,广州地区白天工作期间电价峰值时间不长,峰谷价差不是很大。而随着国家对储能的重视,当锂电池价格下调到1.6元/WH以下,深度充放电次数超过6000次,峰谷价差拉大到0.8元以上时,储能将会有很好的投资价值。

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网友提供的解决方案4:
三个方案投资收益差不多,光伏并网系统回收期稍长,但光伏系统能用20年以上,用户侧储能系统回收期虽短,目前投资性不是很好,主要原因是蓄电池寿命短,广州地区白天工作期间电价峰值时间不长,峰谷价差不是很大。而随着国家对储能的重视,当锂电池价格下调到1.6元/WH以下,深度充放电次数超过6000次,峰谷价差拉大到0.8元以上时,储能将会有很好的投资价值。
网友提供的解决方案5:

供你参考:

综合对比

从上表可以看出,三个方案投资收益差不多,光伏并网系统回收期稍长,广州地区白天工作期间电价峰值时间不长,峰谷价差不是很大。而随着国家对储能的重视,当锂电池价格下调到1.6元/WH以下,深度充放电次数超过6000次,峰谷价差拉大到0.8元以上时,储能将会有很好的投资价值。

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www.wosoni.com false 互联网 http://www.wosoni.com/b/nprrr/dfhhhjjjheccedjljf.html report 6689 网友提供的解决方案1:下面分析,光伏、光储以及用户侧储能三个项目的特点,投资经济性对比。以广州某工业厂房为例,该地区峰段电价1.0348元/度,时段是14到17点,19点到22点;平段电价0.6393元/度,时段是8到14点,17点到19点,22点到24点;低谷电价是0.3351元/度,时段是00点到8点。该工厂峰值负载功率为500kVA,工厂是早上8点开工,下午18点收工。一年工作时间为280天左右。目前无论是光伏,还是储能都没有补贴,依靠货款去做这3个项目,都没有投资价值,所以以下模式设定为

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