Siden begynnelsen av dette året, med den gradvise reduksjonen av kostnadene for energilagringssystem, har den økonomiske effektiviteten til industrielle og kommersielle energilagringssystemer blitt bedre og bedre. I følge ufullstendig statistikk fra CESA Energy Storage Application Branch Industry Database, fra januar til juni 2024, når det gjelder prosjektinnlevering alene, oversteg det totale antallet innenlandske industrielle og kommersielle energilagringsprosjekter 4200, med en skala på 6,2GW/14,7 GWh og et investeringsbeløp på mer enn 24 milliarder yuan. Dette viser at det industrielle og kommersielle energilagringsmarkedet har et veldig stort lager. Bransjeinnsidere forventer at i andre halvdel av 2024 eller første halvdel av 2025 vil det industrielle og kommersielle energilagringsmarkedet innlede en vekst i størrelsesorden.

Tilbakebetalingsperioden i Zhejiang, Guangdong og andre steder er redusert til 3-4 år

Fra perspektivet til elektrisitetsprisene tidsbruk, kan Zhejiang, Guangdong, Jiangsu, Chongqing, Hainan, Anhui, Shanghai, Hunan, Hubei, Shaanxi og andre provinser og byer teoretisk realisere "to ladninger og to utladninger" av energilagringskraft stasjoner hver dag. Blant dem er de østlige provinsene på grunn av industri. Etterspørselen etter elektrisitet er høy og prisforskjellen fra topp til dal er større. Industriell og kommersiell energilagringsutbytte og investeringsentusiasme er høyest, spesielt i Zhejiang, Guangdong og andre provinser. Den nåværende tilbakebetalingssyklusen har sunket til 3-4 år, og økonomien er enda høyere enn i 2022. av europeiske husholdningers sparing. Ifølge beregninger, etter at EPC-kostnaden faller til 1,2 yuan/Wh, er gjenvinningstiden til Zhejiang (stor industri) mindre enn 4 år; Resirkuleringstiden til ulike regioner i Guangdong, Jiangsu, Hainan, Zhejiang (generell industri og handel), Shanghai, Hunan, Nord-Hebei og andre steder er mindre enn 5 år, med god investeringsverdi. Etter at EPC-kostnaden falt til 1,1 yuan/Wh, var gjenvinningstiden til Zhejiang (stor industri), Shanghai (stor industri), de fem byene i Pearl River Delta og Jiangsu mindre enn 4 år, og investeringsverdien var betydelig . Hubei, Chongqing, Henan og andre steder har også god investeringsverdi. I tillegg til de ovennevnte områdene har Anhui, Shandong, Tianjin, Heilongjiang og andre steder en gjenvinningstid på mindre enn 6 år og har en viss investeringsverdi.

I tillegg konsulterte China Energy Storage Network offentlig informasjon og fant ut at per juni i år var det mer enn 490,000 offentlige ladehauger og mer enn 610,000 private ladinger hauger for nye energikjøretøyer i Guangdong-provinsen. Antallet ladehauger og lademengden var landets høyeste, og etterspørselen etter energilagring vokste også raskt. For eksempel er Silicon Xiang Changan Supercharging Station den første superladestasjonen i Dongguan, Guangdong, som er egeninvestert og egenbygd av en bedrift utstyrt med Huaweis fulle væskekjølte superladingsprodukter. Stasjonen åpnet i november i fjor og har i dag 12 ladeparkeringsplasser. Fra juni i år oversteg det totale ladevolumet 112,000 kWh, med en gjennomsnittlig daglig service på 190 kjøretøy, og bare 0.37-0,39 yuan per kWh. Stasjonen har akkumulert nesten 200,000 yuan i inntekt på 4 måneder. I følge statistikk fra Zhang Zongyi fra Shenzhen Nanshan Thermal Power er det så mange som 684 industribedrifter med strømforbruk på mer enn 5 millioner kWh i Shenzhen, Guangdong-provinsen alene. I 2023 oppnådde Shenzhen Virtual Power Plant 30 etterspørselsresponser, med en enkeltpris på 3,5 yuan/Kwh, og den nøyaktige responsen til Shenzhens virtuelle kraftverk kan være spesifikk for en bestemt gate eller stasjonsområde. Innen utgangen av 2023 vil industrielle og kommersielle brukere med et årlig strømforbruk på 5 millioner Kwh eller mer i utgangspunktet delta direkte i markedstransaksjoner, noe som betyr at prissvingninger på strøm vil bli hyppigere og dyrere. Det forventes at etterspørselsresponsen til Shenzhens virtuelle kraftverk vil nå hundrevis av ganger i 2024. Fra dette synspunktet vil virtuelle kraftverk være nøkkelen til om industriell og kommersiell energilagring kan slå gjennom.

Når det gjelder vanskelighetene med å investere i industriell og kommersiell energilagring, påpekte noen eksperter at fra investeringsperspektivet er den største utfordringen volatiliteten i strømprisforskjellene. Fordi prisingslogikken til industrielle og kommersielle energilagringsmidler er underlagt trenden med storskala transformasjon av nye kraftsystemer og trenden med kraftmarkedsføring som en støtte for transformasjonen, under disse to hovedtrendene, volatiliteten i avkastningen på distribuerte energimidler vil være normen, og de vil ikke lenger være eiendeler med absolutt fast avkastning.

Det europeiske kommersielle reservemarkedet er i ferd med å eksplodere

De siste årene har oversjøisk industriell og kommersiell energilagring opprettholdt rask vekst. Data viser at den gjennomsnittlige årlige vekstraten for global industriell og kommersiell energilagring vil nå 169 % fra 2021 til 2023. For tiden er oversjøisk industriell og kommersiell energilagring hovedsakelig konsentrert i det europeiske markedet. Lokal strømprispolitikk og subsidiepolitikk oppfordrer store strømforbrukere til å danne "selvstendige kraftverk." Egenforbruk av solcelle + energilagring kan redusere strømregningen betraktelig. Dessuten oppstår ofte negative strømpriser i Europa. I toppperioden for vindkraft eller fotovoltaisk kraftproduksjon er spenningen og frekvensen til nettet høy. Negative strømpriser gjør at du kan tjene penger på å bruke strøm, men du får en bot dersom du sender strøm tilbake til nettet. Det forstås at strømprisen i Europa i hovedsak består av kjøpt strømpris, nettavgift, energiavgift og merverdiavgift. Ny energi kan gi en viss andel av energiavgiftsreduksjon og fritak. Forholdet mellom kjøpt strømpris: nettavgift: energiavgift er ca. 1:1 ∶1. Selvbruk av solcelledistribusjon og lagring kan spare nettavgifter. Ettersom penetrasjonshastigheten for fornybare energikilder som vindkraft og solcelleanlegg i Europa fortsetter å øke, og prisen på netttilkoblet elektrisitet er lav når ny energiproduksjon er stor, kan energilagring spille en stor rolle i energitidsskifte. Bortsett fra noen få land som Nederland, hvor kjøps- og salgsprisen på strøm er 1:1, er forholdet mellom kjøp og salg av strømpriser i andre europeiske land veldig stort. Samtidig, på grunn av den tidlige utviklingen av elektrifisering i utviklede land i Europa og USA, har aldring av kraftnett blitt mer alvorlig. Med tilgang på store mengder vindkraft og solcelleanlegg har problemer som små nettskala, gammelt utstyr og utilstrekkelig tilkobling blitt stadig mer alvorlige. Imidlertid er fremdriften for transformasjon og oppgradering av kraftinfrastruktur fortsatt. Det er relativt sakte, og køen for transformatorutvidelse er lang. Industriell og kommersiell energilagring kan løse problemet i tide. For det europeiske markedet er industriell og kommersiell energilagring et viktig supplement og delvis erstatning for husholdningslagring for å løse problemet med regional kraftbalanse. Siden husholdningslagringsprodukter er relativt modne, er det for tiden mange tilfeller i oversjøiske markeder hvor husholdningslagringsprodukter brukes i små industrielle og kommersielle scenarier. Imidlertid har ikke husholdningsprodukter kostnadsfordeler når de brukes i industrielle og kommersielle scenarier. I løpet av de neste to årene vil det oversjøiske markedet for industriell og kommersiell energilagring gå tilbake til ekte industrielle og kommersielle energilagringsprodukter.