Siden begyndelsen af ​​dette år, med den gradvise reduktion af omkostningerne til energilagringssystem, er den økonomiske effektivitet af industrielle og kommercielle energilagringssystemer blevet bedre og bedre. Ifølge ufuldstændige statistikker fra CESA Energy Storage Application Branch Industry Database oversteg det samlede antal indgivne industrielle og kommercielle energilagringsprojekter i hjemmet 4.200 fra januar til juni 2024, med hensyn til projektansøgning alene, med en skala på 6,2GW/14,7 GWh og et investeringsbeløb på mere end 24 milliarder yuan. Dette viser, at det industrielle og kommercielle energilagermarked har et meget stort lager. Brancheinsidere forventer, at det industrielle og kommercielle energilagermarked i anden halvdel af 2024 eller første halvdel af 2025 vil indvarsle en vækst i en størrelsesorden.

Tilbagebetalingsperioden i Zhejiang, Guangdong og andre steder er blevet reduceret til 3-4 år

Fra perspektivet af elpriserne for brugstid kan Zhejiang, Guangdong, Jiangsu, Chongqing, Hainan, Anhui, Shanghai, Hunan, Hubei, Shaanxi og andre provinser og byer teoretisk realisere "to ladninger og to udladninger" af energilagringskraft stationer hver dag. Blandt dem er de østlige provinser på grund af industrielle. Efterspørgslen efter elektricitet er høj, og prisforskellen fra top til dal er større. Industriel og kommerciel energilagringsudbytte og investeringsentusiasme er de højeste, især i Zhejiang, Guangdong og andre provinser. Den nuværende tilbagebetalingscyklus er faldet til 3-4 år, og dens økonomi er endnu højere end i 2022. af europæiske husholdningers opsparing. Ifølge beregninger, efter at EPC-omkostningerne er faldet til 1,2 yuan/Wh, er genbrugstiden for Zhejiang (stor industri) mindre end 4 år; Genbrugstiden for forskellige regioner i Guangdong, Jiangsu, Hainan, Zhejiang (generel industri og handel), Shanghai, Hunan, det nordlige Hebei og andre steder er mindre end 5 år, med god investeringsværdi. Efter at EPC-omkostningerne faldt til 1,1 yuan/Wh, var genbrugstiden for Zhejiang (stor industri), Shanghai (stor industri), de fem byer i Pearl River Delta og Jiangsu mindre end 4 år, og investeringsværdien var betydelig . Hubei, Chongqing, Henan og andre steder har også god investeringsværdi. Ud over de ovennævnte områder har Anhui, Shandong, Tianjin, Heilongjiang og andre steder en genbrugstid på mindre end 6 år og har en vis investeringsværdi.

Derudover konsulterede China Energy Storage Network offentlige oplysninger og fandt ud af, at der i juni i år var mere end 490,000 offentlige opladningsbunker og mere end 610,000 private opladninger pæle til nye energikøretøjer i Guangdong-provinsen. Antallet af ladebunker og mængden af ​​opladet elektricitet var landets højeste, og efterspørgslen efter energilagring voksede også hurtigt. For eksempel er Silicon Xiang Changan Supercharge Station den første supercharge station i Dongguan, Guangdong, som er selvinvesteret og selvbygget af en virksomhed udstyret med Huaweis fulde væskekølede supercharge produkter. Stationen åbnede i november sidste år og har i dag 12 ladeparkeringspladser. Fra juni i år oversteg den samlede opladningsvolumen 112,000 kWh, med en gennemsnitlig daglig service på 190 køretøjer og kun 0.37-0,39 yuan pr. kWh. Stationen har akkumuleret næsten 200,000 yuan i omsætning på 4 måneder. Ifølge statistikker fra Zhang Zongyi fra Shenzhen Nanshan Thermal Power er der så mange som 684 industrivirksomheder med et elforbrug på mere end 5 millioner kWh alene i Shenzhen, Guangdong-provinsen. I 2023 opnåede Shenzhen Virtual Power Plant 30 efterspørgselssvar med en enkelt pris på 3,5 yuan/Kwh, og den præcise respons fra Shenzhens virtuelle kraftværk kan være specifik for en bestemt gade eller stationsområde. Ved udgangen af ​​2023 vil industrielle og kommercielle brugere med et årligt elforbrug på 5 mio. Kwh eller mere i princippet deltage direkte i markedstransaktioner, hvilket betyder, at elprisudsving bliver hyppigere og dyrere. Det forventes, at efterspørgselsreaktionen fra Shenzhens virtuelle kraftværk vil nå hundredvis af gange i 2024. Fra dette synspunkt vil virtuelle kraftværker være nøglen til, om industriel og kommerciel energilagring kan bryde igennem.

Med hensyn til vanskelighederne ved at investere i industriel og kommerciel energilagring påpegede nogle eksperter, at fra investeringsperspektivet er den største udfordring volatiliteten i elprisforskelle. Fordi prisfastsættelseslogikken for industrielle og kommercielle energilagringsaktiver er underlagt tendensen til storstilet transformation af nye elsystemer og tendensen til handel med elmarkedsføring som en støtte til transformationen, under disse to store tendenser, volatiliteten i udbyttet af distribuerede energiaktiver vil være normen, og de vil ikke længere være aktiver med absolut faste afkast.

Det europæiske kommercielle reservemarked er ved at eksplodere

I de senere år har oversøisk industriel og kommerciel energilagring opretholdt hurtig vækst. Data viser, at den gennemsnitlige årlige vækstrate for global industriel og kommerciel energilagring vil nå 169 % fra 2021 til 2023. På nuværende tidspunkt er oversøisk industriel og kommerciel energilagring hovedsageligt koncentreret på det europæiske marked. Lokale elprispolitikker og tilskudspolitikker tilskynder store elforbrugere til at danne "selvstændige kraftværker." Selvforbrug af solcelle + energilagring kan reducere elregningen markant. Desuden opstår der ofte negative elpriser i Europa. I spidsbelastningsperioden for vindkraft eller fotovoltaisk elproduktion er spændingen og frekvensen af ​​nettet høj. Negative elpriser betyder, at du kan få overskud ved at bruge strøm, men du får en bøde, hvis du sender strøm tilbage til nettet. Det er underforstået, at elprisen i Europa hovedsageligt består af købt elpris, netafgift, energiafgift og merværdiafgift. Ny energi kan medføre en vis del af energiafgiftsnedsættelse og -fritagelse. Forholdet mellem købt elpris: netafgift: energiafgift er ca. 1:1 ∶1. Selvanvendelse af solcelledistribution og -lagring kan spare netværksgebyrer. Da udbredelsen af ​​vedvarende energikilder som vindkraft og solcelleanlæg i Europa fortsætter med at stige, og den nettilsluttede elpris er lav, når ny energiproduktion er stor, kan energilagring spille en stor rolle i energitidsskifte. Bortset fra nogle få lande som Holland, hvor købs- og salgsprisen på el er 1:1, er forholdet mellem køb og salg af elpriser i andre europæiske lande meget stort. På samme tid, på grund af den tidlige udvikling af elektrificering i udviklede lande i Europa og USA, er aldring af elnet blevet mere alvorlig. Med adgangen til store mængder vindkraft og solcelleanlæg er problemer som små netskalaer, gammelt udstyr og utilstrækkelige forbindelser blevet mere og mere alvorlige. Fremskridtene med transformation og opgradering af strøminfrastrukturen er dog stadig. Det er relativt langsomt, og køen til transformerudvidelse er lang. Industriel og kommerciel energilagring kan løse problemet i tide. For det europæiske marked er industriel og kommerciel energilagring et vigtigt supplement og delvis erstatning for husholdningsopbevaring til løsning af problemet med regional energibalance. Da husholdningsopbevaringsprodukter er relativt modne, er der i øjeblikket mange tilfælde på oversøiske markeder, hvor husholdningsopbevaringsprodukter bruges i små industrielle og kommercielle scenarier. Imidlertid har husholdningsopbevaringsprodukter ikke omkostningsfordele, når de bruges i industrielle og kommercielle scenarier. I de næste to år vil det oversøiske industrielle og kommercielle energilagringsmarked vende tilbage til rigtige industrielle og kommercielle energilagringsprodukter.