自能源局發(fā)布823新政策之后，儲能開始進入人們的視線，目前儲能產(chǎn)業(yè)正處于商業(yè)化初期，技術不斷提高，成本不斷下降。2017年10月11日，發(fā)改委《關于促進儲能產(chǎn)業(yè)與技術發(fā)展的指導意見》正式發(fā)布，這極大的推動了儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展,標志著儲能逐漸走向市場化。

在儲能市場的應用開發(fā)中，江蘇已經(jīng)走在了全國前列，2018年6月初，江蘇省發(fā)改委發(fā)布了《關于轉發(fā)的通知》，主要內容如下：

2020年，要建成分布式能源微電網(wǎng)示范項目20個左右，實現(xiàn)新增分布式能源裝機40萬千瓦左右；2025年，要建成分布式能源微電網(wǎng)示范項目50個左右，實現(xiàn)新增分布式能源裝機200萬千瓦左右；

將完善市場交易機制，分布式能源微電網(wǎng)項目投資經(jīng)營主體可依法取得電力業(yè)務許可證（供電類），作為第二類售電公司，開展售電業(yè)務；

鼓勵地方政府給予分布式能源微電網(wǎng)項目投資補貼，或在項目貸款利息上給予一定比例貼息支持；鼓勵各類產(chǎn)業(yè)基金對分布式能源微電網(wǎng)予以支持；鼓勵分布式能源微電網(wǎng)參與輔助服務交易。

江蘇儲能市場現(xiàn)狀


江蘇省光伏與電價分析

江蘇省的太陽能資源的年均總輻射量在1200~1500kWh/㎡之間，屬于太陽能資源II類區(qū)“很豐富帶”。從地域分布來看，從南向北逐漸增加。平均年利用小時約1050小時左右。

江蘇省的電價如下圖。大工業(yè)用電有容量費，按變壓器容量是30元/千伏安·月，按最大需求是40元/千瓦·月；居民用電階梯電價：年用電量≤2760千瓦時，0.5283元/度，2760千瓦時<年用電量≤4800千瓦時，0.5783元/度，年用電量>4800千瓦時，0.8283元/度，燃煤脫硫電價是0.391元/度。

從表中可以看出，大工業(yè)用電峰谷價差是0.7558元/度，普通工業(yè)用電峰谷價差是0.9342元/度，已具有投資價值，居民用電峰谷價差是0.2元/度，目前還沒有投資價值。
儲能逆變器各階段工作狀態(tài)如下：

在電價谷值00：00時：

電網(wǎng)給蓄電池充電，充到80%為止，早上有光照時，光伏方陣給蓄電池組充電，直到8.00為止；

在電價峰段8：00-12：00

蓄電池和組件通過逆變器，以恒功率150kW給負載供電，4小時消耗600度電，放電深度約0.6；

在電價平段12：00-17:00

光伏方陣給蓄電池組充電；

在電價峰段17:00-18:00

蓄電池和組件通過逆變器，以恒功率150kW同時給負載供電，1小時消耗150度電；

在電價峰段18:00-21:00

儲能逆變器單獨給負載供電，一天平均算200度。

投資收益

1、計算成本

531新政策出臺后，組件和逆變器等設備廠家下降了價格，150kW的光伏電站原材料和安裝成本可降到5.6元每瓦，這樣整個系統(tǒng)初裝費用為84萬元，鉛炭蓄電池是系統(tǒng)最貴的一部分，也是壽命最短的設備，目前價格還沒有大幅下調，250節(jié)2V2000AH的蓄電池約90萬，總投資174萬元。

2、計算收益

光伏平均每天發(fā)電500度，自用280天，按1.2928元每度價格算，每年收益約為18.1萬元；節(jié)假日光伏余量上網(wǎng)為85天，以脫硫電價0.391元賣給電網(wǎng)公司，總費用為1.7萬元。還有峰谷價差的收益，假定蓄電池充放電效率為85%，電價峰段時放電450度，電費抵扣581.8元，電價谷段時充電560度，費用是200.8元，每年峰谷價差的利潤約10.7萬元。電網(wǎng)停電會給工廠帶來較大的損失，停電一小時，可能損失幾千到幾萬元，加裝了儲能系統(tǒng)，還可以做為備用電源使用，估計一年算2萬左右，這樣每年的利潤約32.5萬元，約5.35年收回投資。

6年后鉛碳電池報廢，回收價值約18萬，6年后鋰電池成本約1200元一度電，到時再投資100萬，還可以使用10年，第二次大約3.5年收回成本，還有6.5年純收益。

江蘇省經(jīng)濟發(fā)達，光照資源條件較好，目前電價相對較高，峰谷價差大，政府對儲能也大力支持，在江蘇省推廣工商業(yè)光伏儲能大有可為，前景看好。