河南光伏储能投资经济性分析

河南电网100MW电池储能示范工程由国家电网公司部署、国网河南电力公司组织、平高集团有限公司投资建设，选取洛阳、信阳等9个地区的16座变电站，采用“分布式布置、模块化设计、单元化接入、集中式调控”技术方案，开展国内首个电网侧100兆瓦分布式电池储能示范工程建设。

河南电网处于华中电网与华北电网、西北电网互联枢纽位置，电网峰谷差约占最高负荷的40%，新能源发展迅速，电网安全运行、调峰手段和投资建设面临巨大挑战。大规模的电池储能装置可实现毫秒级响应，为电网安全运行提供快速功率支援，还可丰富电网调峰和大气污染防治手段，提高能源利用综合效益。因此，在河南电网100MW电池储能示范工程投入并网后，上述问题将有望得到有效缓解。

河南电网100MW电池储能示范工程第一批设备类采购项目，6月8号公示了中标结果，其中力神动力和南都电源分别中标黄龙和龙山变储能电站集装箱成套储能设备。

2018年7月30日，河南电网100MW电池储能示范工程第二批设备类采购项目中标结果公示， 其中亿纬锂能、爱科赛博、力神动力、中天科技、万控电气等企业纷纷入围。根据项目招标公告，河南电网100MW电池储能示范工程第二批设备类采购招标的范围包括储能电站集装箱成套储能设备、储能电池和储能集装箱三种类型，共分为8个标包，其中第1-5标包为储能电池 (详见下表)。

第二次招标没有公布详细数据，但从多方收集到的资料上看，总容量约为70MW，这样计算下来，每度电的造价约为1300元。
 

河南全省各地平均日照时间是2200-3000小时，太阳能资源三类地区，为我国太阳能资源中等类型地区，年太阳辐射总量为5000-5850MJ/m2，相当于日辐射量3.8-4.5KWh/m2。

河南省的电价如下图。大工业用电有容量费，按变压器容量是20元/千伏安·月，按最大需求是28元千瓦·月，燃煤脱硫电价是0.3779元/度。

从表中可以看出，大工业用电峰谷价差是0.62255元/度，普通工业用电峰谷价差是0.76698元/度，已具有投资价值。 

河南省处于中原地区，历史悠久，以重工业装备制造、食品制造、材料制造、信息制造、汽车制造等五大制造业为主，用电负荷较大。假设某工业厂房，峰值负载功率为750kVA，工厂是早上8点开工，下午18点收工，一天用电量约5000度，一年工作时间为280天左右。功率运行图如下，根据河南的电价情况，我们先设计一个光伏并离网储能系统。

组件选用1680块300W单晶组件，共504kW，预计平均每天可以发1600度电，选用古瑞瓦特CP500并网逆变器，储能容量为500kW/2000kWH，储能变流器选用古瑞瓦特公司PCS500，蓄电池采用总容量2000度的锂电池。客户以前是3台315kVA变压器，按最大需量800kW计算基本电价，安装光储后申请减容，改为一台315kVA变压器，按变压器容量计算基本电费。

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1）在电价谷值00：00时，电网给蓄电池充电，充到80%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）在工厂开工期间，光储系统和电网同时供电，电网容量不超过315kVA,光储系统供应其余部分，预计在8:00-12:00高峰时段光储系统供电1200度，平段时期12:00-18:00光储系统供电1800度，电价峰段18:00分-22:00分，储能逆变器单独给负载供电，一天平均算400度。总共3400度，光伏提供1600度，利用峰谷价差充放电1800度。

531新政策出台后，组件和逆变器等设备厂家下降了价格，整个光储系统可以分为光伏和储能两部分，光伏系统按4.5元每瓦计算，500kW共投资225万，储能设备按0.4元/W计算，锂电池按1.4元/Wh，容量500kW/2000kWH共300万，总投资525万。

每天峰值电量1600度，电费约为1500元。平段电量是1800度，电费约为1190元，谷段需要充电2000度，电费开支是650元，这样一天可节省电费2040元，每年按280天算，共57.12万元；还有85天不生产，光伏发电以脱硫电价0.3779元/度卖给电网公司，共计5.1万；原来800kW的最大需求用电方案，一年的费用是26.88万元，现在按变压器容量315kVA方案，一年的费用是7.56万元，每年可节省19.32万元 ，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3.5万左右，这样每年的利润约85万元，约6.2年收回投资。锂电池寿命长达10年，还有近4年时间是纯收益。