Wie man die Rentabilität von kommerziellen BESS aus Lastgebühren und Energiearbitrage berechnet

Der wertvollste Batteriekreislauf könnte der sein, den das EMS ablehnt zu nutzen

Die Rentabilität von kommerziellen BESS sollte aus den tatsächlichen Tarifen und Lastdaten des Standorts berechnet werden, nicht aus einem generischen Einsparungsprozentsatz. Für Projekte, die Lastspitzenreduzierung und Energiearbitrage kombinieren, schätzen Sie zunächst die vermiedenen Lastgebühren, berechnen Sie die Arbitrage nach den Rücklaufverlusten, ziehen Sie die Betriebskosten ab und testen Sie dann, ob beide Wertströme tatsächlich dieselbe Batterie nutzen können, ohne um den SoC zu konkurrieren.

NREL identifiziertdie Reduzierung von Lastgebühren und die Energiearbitrage nach Zeit als separate Wertströme für Speicher hinter dem Zähler, und weist darauf hin, dass der monetäre Wert derselben bereitgestellten kWh erheblich variieren kann, je nachdem, warum und wann sie verwendet wird.

Dieser letzte Punkt ist, wo ich mit der Tabelle beginne.

Zuerst einen Dollarwert auf den Spitzenwert setzen

Betrachten Sie eine hypothetische Fabrik mit:

Monatlicher Spitzenbedarf: 620 kW

Lastgebühr: 16 $/kW-Monat

Nach der Analyse der 15-minütigen Lastdaten stellen wir fest, dass ein BESS den Bedarf zuverlässig aufhalten kann auf:

500 kW

Vermiedene Nachfrage:

620 − 500 = 120 kW

Potenzielle monatliche Einsparungen bei Lastgebühren:

120 × 16 $ = 1.920 $

Jahresbetragsmäßig:

1.920 $ × 12 = 23.040 $/Jahr

Das sieht einfach aus.

Aber ich würde den Tarif überprüfen, bevor ich 23.040 $ als garantierte Einsparungen eingebe.

Berechnet das Versorgungsunternehmen den höchsten 15-minütigen Bedarf?

Gibt es eine saisonale Lastgebühr?

Eine Riegel?

Unterschiedliche Lastgebühren zu Spitzen- und Nebenzeiten?

Wenn die Batterie einen kritischen Intervall verpasst, weil ihr SoC zu niedrig ist, kann das Versorgungsunternehmen dennoch die höhere monatliche Spitze erfassen.

NREL hat hohe Lastgebühren als einen wichtigen Faktor in der Wirtschaftlichkeit von kommerziellem Speicher hinter dem Zähler identifiziert und betont, dass die Rentabilität standortspezifisch und tarifabhängig bleibt.

Arbitrage benötigt eine Effizienzkostenstrafe

Angenommen, dieselbe Fabrik hat einen Zeitnutzungstarif:

Nebenzeitenergie: 0,08 $/kWh

Spitzenenergie: 0,19 $/kWh

Die offensichtliche Spanne ist:

0,11 $/kWh

Angenommen, das BESS liefert200 kWh ACwährend der teuren Periode.

Wenn wir die repräsentativeRundlauf-Effizienz von 85 %von NREL für dieses Beispiel verwenden, muss das System ungefähr kaufen:

200 ÷ 0,85 = 235,3 kWh

Ladekosten:

235,3 × 0,08 $ = 18,82 $

Wert der vermiedenen Spitzenstromkosten:

200 × 0,19 $ = 38,00 $

Netto-Arbitragewert:

38,00 $ − 18,82 $ = 19,18 $ pro Zyklus

Bei 250 nützlichen Zyklen pro Jahr:

19,18 $ × 250 ≈ 4.795 $/Jahr

NRELs Benchmark für kommerzielle Speicherung 2024 verwendet 85 % als repräsentative Annahme zur Rundlauf-Effizienz und modelliert auch Abnutzung sowie O&M als reale Lebenszykluskosten.

Für einen tatsächlichen Ruibit/Dawnice-Vorschlag würde ich diese 85 %-Annahme durch die verifizierte Effizienzgrenze des ausgewählten Systems ersetzen.

Jetzt muss das EMS wählen, welcher Dollar wichtiger ist

Um 14:00 Uhr ist Strom teuer.

Das EMS könnte zur Arbitrage entladen.

Um 16:15 Uhr erreicht die Fabrik jedoch oft ihren monatlichen Nachfragestrom.

Angenommen, die Batterie hat nur noch 80 kWh, weil sie den Nachmittag damit verbracht hat, die Preisdifferenz für Energie zu verfolgen.

Die Arbitragemöglichkeit von 19 $ könnte Batteriestrom verbraucht haben, der hunderte oder tausende von Dollar an Nachfragelasten hätte verhindern können.

Deshalb rechne ich nicht:

Spitzenlastsenkungsersparnisse + maximale theoretische Arbitrageersparnisse

und nenne das Ergebnis automatisch BESS-Einnahmen.

Die beiden Anwendungen teilen sich:

Batteriestrom

PCS-Leistung

SoC

Zyklusleben

undLademöglichkeiten.

Das Dispatch-Modell muss entscheiden, welcher Dienst Priorität hat.

NREL weist darauf hin, dass Energiearbitrage oft als sekundärer Wertstrom in Kombination mit anderen Speicherdiensten nützlicher ist, als unabhängig behandelt zu werden.

Eine berechnete Rentabilität ohne vorzugeben, dass es sich um ein Dawnice-Projekt handelt

Angenommen, die Projektwirtschaftlichkeit ist:

Angenommen, die gesamten installierten Projektkosten betragen:

145.000 $

Dann:

Einfache Amortisation = 145.000 $ ÷ 24.835 $ ≈ 5,8 Jahre

Eine einfache erste ROI-Messung wäre:

Jährlicher ROI = 24.835 $ ÷ 145.000 $ ≈ 17,1 %

Dies sind absichtlich hypothetische Zahlen. Sie sind kein Angebot oder garantierte Projekt-Rendite von Ruibit/Dawnice.

Für die Investitionsgenehmigung würde ich über den einfachen ROI hinausgehen und jährliche Cashflows modellieren, einschließlich Abnutzung, Tarifänderungen, Finanzierung, Annahmen zu Erweiterungen oder Ersatz, Anreize, wo anwendbar, und Restwert.

Das kommerzielle BESS-Kostenmodell von NREL macht auch einen wichtigen Punkt für die Beschaffung: Die Systemkosten enthalten sowohlenergiebezogene ($/kWh)undleistungsbezogene ($/kW)Komponenten, sodass sich eine Änderung der Dauer nicht einfach linear auf die CAPEX auswirkt.

Eine größere Batterie kann eine schlechtere Rentabilität erzeugen

Angenommen, die Analyse zeigt, dass 265 kWh nahezu alle wirtschaftlich nützlichen Spitzen erfasst.

Eine Verdopplung auf 530 kWh verdoppelt nicht automatisch die Einsparungen.

Sobald die wichtigen Nachfragespitzen abgedeckt sind, kann zusätzliche Kapazität einen Großteil des Jahres ungenutzt bleiben.

Hier kann ein echtes Produkt in die Diskussion eintreten, anstatt sie zu bestimmen.

Dawnices aktuellesBS07-265-ES-Xhat eine Nennleistung von125 kW / 265,3 kWh, was ihm ungefähr ein zweistündiges Verhältnis von Energie zu Leistung verleiht.

Das bedeutetnichtbedeutet nicht automatisch, dass es das richtige System für unsere bearbeitete Fabrik ist.

Es bedeutet, dass, wenn die Lastanalyse des Standorts auf ungefähr 125 kW Leistung und zwei Stunden nützliche Speicherkapazität hinweist, es eine Konfiguration wird, die es wert ist, bewertet zu werden.

Diese Reihenfolge ist wichtig:

wirtschaftliche Pflicht → erforderliche kW/kWh → Produktübereinstimmung

nicht:

Produkt → genügen Sie den Einsparungen, um es zu rechtfertigen.

Der Sensitivitätstest, den ich dem CFO zeigen würde

Ich würde vier Annahmen ändern, bevor ich das Projekt präsentiere:

Nachfragereduzierung:Was, wenn wir nur 90 kW statt 120 kW erreichen?

Arbitragezyklen:Was, wenn nur 180 rentable Zyklen auftreten?

Tarifspreizung:Was, wenn die Spreizung von 0,11 $ auf 0,07 $/kWh fällt?

O&M/Abnutzung:Was passiert, wenn die nutzbare Batteriekapazität abnimmt?

Wenn ein Projekt nur funktioniert, wenn jede Annahme optimistisch ist, ist die attraktive Rendite fragil.

Wenn es auch im Negativszenario funktioniert, verdienen die wirtschaftlichen Aspekte mehr Aufmerksamkeit.

Die nützliche Frage ist daher nicht:

„Welche Rendite hat dieses BESS?“

Es ist:

„Welche Nachfragespitzen und Preisunterschiede schaffen die Rendite, wie oft kann die Batterie sie erfassen, und was passiert, wenn sich diese Annahmen ändern?“

Das ist das Renditemodell, dem ich vertrauen würde.

Häufig gestellte Fragen

1. Wie berechnet man die Rentabilität für ein kommerzielles BESS?

Eine einfache erste Berechnung lautet:

Jährliche Rendite = Jährlicher Nettovorteil ÷ Gesamtkosten der Installation

Der jährliche Nettovorteil sollte realistischeEinsparungen bei der Nachfragegebühr und Einsparungen durch Energiearbitrage abzüglich O&M- und Überwachungskosten enthalten..

2. Wie verbessert die Spitzenlastreduktion die Rentabilität von kommerziellen BESS?

Das BESS entlädt sich, wenn die Nachfrage der Anlage einen kostspieligen Höhepunkt erreicht, wodurch der kW-Wert, der für die Nachfrageabrechnung verwendet wird, reduziert wird. Die Einsparungen hängen von derNachfragegebühr, der erreichbaren Spitzenreduzierung, den Abrechnungsregeln und der Verfügbarkeit der Batterie während kritischer Zeiträume ab..

3. Wie sollten die Einsparungen aus Energiearbitrage berechnet werden?

Vergleichen Sie den Wert der während teurer Perioden vermiedenen Elektrizität mit den tatsächlichen Kosten für das Laden der Batterie während günstigerer Perioden.Die Rundlauf-Effizienz muss einbezogen werden, da mehr Energie gekauft werden muss, als die Batterie später liefert.

4. Können Einsparungen aus Lastgebühren und Einsparungen aus Energiearbitrage zusammengezählt werden?

Nur wenn das Dispatch-Modell beweist, dass beides erreicht werden kann. Spitzenabflachung und Arbitrage konkurrieren um dieselbeBatteriekapazität, PCS-Leistung, SoC und Lademöglichkeiten, sodass das bloße Hinzufügen ihrer theoretischen Maximalwerte die Rendite überbewerten kann.

5. Warum kann ein größeres BESS eine niedrigere Rentabilität erzeugen?

Sobald die wirtschaftlich wichtigen Spitzen und Tarifmöglichkeiten abgedeckt sind, kann zusätzliche Batteriekapazität wenig zusätzlichen Umsatz generieren. Die beste wirtschaftliche Größe wird daher durch dasLastprofil, den Tarif, die Dispatch-Strategie und die marginalen Einsparungen bestimmt., nicht maximale Batteriekapazität.