电化学储能商业模式及经济性分析

电化学储能商业模式及经济性分析我国郑重宣布力争2030年前二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和，《2030年前碳达峰行动方案》明确了碳达峰路线图，要求积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。但就实践情况看，市场机制不成熟，投资储能经济性差；整体处于示范和部署阶段，成本仍具备较大下降空间。虽然已有多种商业应用，但本质还是依靠峰谷电价套利和参与电网辅助服务获得补贴来获取利润，在不断改进储能技术的基础上，还需要政府政策的引导使储能更好更快地发展。电力系统储能的主要用途储能可以应用于电力系统发电侧、输配电侧和用电侧。发电侧主要用于电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。商业模式及经济分析用电侧经济分析（度电成本约0.51元/kWh,工商业/大工业场景具备套利空间）储能度电成本（LCOS）为国际通用的成本评价指标，其算法是对项目生命周期内的成本和放电量进行平准化后计算得到的储能成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内放电量现值。经测算工商业/大工业场景两充两放配置时长3小时，度电成本约为0.51元/kWh,在全国多数发达省份已基本具备套利空间。此外，在测算时没有考虑尖峰价格，同时针对不同地区的峰谷时段，储能运行策略还有很大的优化空间，因此实际上可能会有更多的省份已具备套利空间。测算核心假设：（1）因产品性能参数和单位价格差异较大，假设磷酸铁锂电池储能系统成本为1.50元/Wh。（2）因容量型和功率型储能电站的功率转换成本差异较大，考虑到用电侧储能主要是套利需求，假设功率转换成本为0.35元/W，土建成本0.20元/W。（3）其他成本主要包括入网检测费、项目管理费等附加费用，假设其他成本为0.15元/W。（4）容量型储能电站主要采用远程监控与定期巡检结合的方式，运维相对简单，假设每年运维成本占投资成本的0.5%。（5）考虑到磷酸铁锂电池的电极材料中不含有钴、镍等贵金属元素，回收价值较低，假设残值为5%。（6）电化学储能系统没有统一的终止标准，考虑安全性和电池容量衰减特性，假设70%为系统终止报废标准。假设每年运行350天，每天2充2放，则系统寿命约7年。假设储能系统衰减特性为线性函数，估算90%放电深度下单次循环衰减率约为0.005%。

表1：储能度电成本（LCOS）测算假设参数表初始个挖黄施力：t欣明X1173羸境功不（MW3巧[.30在绩*叭4M%hi45功率栉换成本《元放啦常呼DnD«%上嘘得-1JU-Wtl)*¥氤统效率KK%拈闻1：本CK>Wh）施成人16m033品阵右盘《次》50000.0)证次酒条总茂乐0.005%物能做神器5%寿命稣止尊乖（%>70%坨率转推时值率i%H均访坏工蛰2上宏城优率州拓年均1棒叼长丁”甘该曲t军）1'系悦珞晶《年〉7/营用在）?贴现率8%税率35%表2：储能度电成本（LCOS）测算过程第。年第1年富士年纲3年第J隹第5年*年对的牙身棉包事（前力元）加0G折IU导汽的0置找辑团由机mi4—却旧导致的杖野醛比坦植24：522.却116士做1川，|,7|i£小打东现也和l向JjaJIJ1运程也至限他0.234ainD.2DI口」加”也0.IM)0.14次同固定产城m现％i再打心5JU放也H现心川HVM卜H44II一—--II同一tkWh)工曾flfl1.打1浦川金5IS943.R2I4255J4137«3^1JIW.7DIX'fltS(私Wh}VJ1输配电侧经济分析里程成本约3.93元/MW,电力辅助服务市场具备盈利空间随着全国可再生能源装机规模快速增加，电网的冲击压力越来越大，各省相继出台相关政策文件，明确储能参与电力辅助服务市场的规则。已有19个省将电储能纳入交易体系，其中参与调峰与调频是储能获取收益的主要来源。表3:部分省份AGC补偿计算规则

坦区弗苗方天可用时间0N里程调格名・*AH«用曰事・中卜桂十肥再善爱/f.H，量■调用(串*Mfl停t干承」蝴i切1狎C看心、存调**件愧拊■布hrojj广东麓里也程十谒再书・国巾F程.同恃性能**5J-I5.VMW)f调修器眦工的Jl/MW件令阖昧性晚船临不小于05簟西■♦阳西,词博帝也J・节里程・蠲节^W小耐:令站/此JRMW所n粘牝网■元山西投贴岬间+用廿出用10后小叫调冏第坦•渭节性能・(5-H)K/MiWH/f京坪骄司节里博/调外部收”谓代住能・l<M2山rJ山第一一刑」谓世飙度寸调节性3H,^Mw>f/TijaH―矶建J调B魏覆,调节"第・fJ四川调1川H『/介略Gl献敏・Ml/L'MWhf除台•凶11味力|1•馨芹与申祖MK"市场年苏马我神卷十蹿雨里程/M节隔嵯中国情性脸*3jt.rMWcHk.flW*(0l-l^Mw>可申罪表4：部分省份储能调峰补偿计算规则地区»An«升层怕相篇刖第熟为时咖M10MW及岐上荐限圃峰・±M收工元awn常：&打盟调啡1上班口必皿NM1才施府MW.③l\1Wh殳凰I与现屯场一聚即瞳电站双电梆而设阶挈、电网调峰05XAWh安勒IMCWMMWh蜃以1凰帽上班O.£JL.lWh东北jflMW/WMWh&LUf祥除网峰1W,4-I兀4Wh用户用就检月边至喙：O.Lfl.2JL-1^11中也网"IMGi荷世峰；3世.v|'L”41.取SMnnWh.Oufr/L.-VWh.ufljLkWh江苏G肝正峰MfriW-UMiUfrtiMkl.♦JI回调歌苛调叫司际德(即4小用上限1jl.IWIi,击蜘他0小肘.H2jdWIh濯改调W：卜网&15面*嗝、山西WlMW/JHlMWh比以」修一一场1体♦峰”.巧4k5nAWhMlOMW/WMWb段以上火电i*阻圜好匕眼岫元”w匕■此MMWNOMWh段以\火电就皮谢峰上取HEJkWhKtf■5MWiiHJtMWhi.^W1发电恻气舱035x-Wh山东调崎口金i&lWli串It第b3,fiIldMW.^JMWhi泰建1E口上足**h班州i■蚱h.ftt储元*WbH市调蚌上限0.5后kWhir摘调蚱h.flt6*JulWh河田M崎RA05-06xAWi'hi我由火电调好1奥tt.ir；W在已发布调峰辅助服务市场规则文件的省份中，约有13个省份明确储能可参与调峰。根据前文的测算，配置时长3h的储能系统度电成本约0.51元/kWh,参考各地区调峰补偿价格，在东北、安徽、山西、江苏、青海等多个地区已具备盈利空间。里程成本是指在功率型调频储能电站的生命周期内，平均到单位调频里程的电站投资成本。里程成本是评价储能电站参与电网一次调频或二次调频经济性的重要指标。考虑时间价值后，其算法是对项目生命周期内的成本和调频里程进行平准化后计算得到的储能成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内调频里程现值。经测算储能里程成本约为3.93元/MW。在参与调频服务的应用场景中，在保证调频里程的前提下，目前在福建、广东、蒙西、山西、京津唐、山东、甘肃、四川等多个省份已基本具备盈利空间。测算核心假设：（1）假设采用磷酸铁锂电池的功率型储能系统成本为1.50元/Wh。考虑到参与电力辅助的应用场景和功能要求更为复杂，假设功率转换成本为0.50元/W，土建成本0.20元/W，其他成本0.15元/W。（2）假设每年运维成本占投资成本的3%。（3）由于储能系统参与调频属于短时高频低深度充放电，系统循环寿命要远高于满充满放循环寿命。目前调频储能系统没有统一的终止标准，考虑安全性和电池容量衰减特性，假设系统寿命为5年。表5:储能里程成本测算假设参数表

餐农总值参数xm巧植全盘邵质本心1.20展挽助率iMW）10他修廉推醺品（A.'W>i.Su泉城WillLMWhi3功》*:黑戌肌f疝附）050铀帙电站检隼土建成枭•必0.20白&AGC庙:出料陵恭治O'.W儿的成&iJC/W)0.H调蔡出打黑找on华均地邙一九520.10成血冰假DoOw%储罐用域双,率S%即运有35。坨邛率换楼位群29%我换对命5土辽或忧475%就能有牲联理哨府兴拨时何।win）IE史漫明（年］1ttftWttWMfiJHWMl(nu)2运新期『举）513贴理率S%税率25%表6:储能里程成本测算过程第。年第1年第2年第3年第4年第5年［初此全投蟒成本1百为元）16.00折旧导致的现JHHblHl和［言万元）232折阳导致的税费at型现馥1)540.50CU60.430.40运维碘本现怕和（百方元）2.87运摊成本觇值fl.67Q620.57fl.53049国定资产帙值现饱（百万元）121年均酒腼吧加亚值和MW）3654年均谢珀里和现侑H477R5726673里程成本（7L/MH）393在之前测算的假设条件下，同时考虑火电站每年100万保底费用以及50%的收益分成，预计火储联合调频项目IRR约8.8%,回收期约8年，已具备较好的经济性。表7:火储联合调频项目IRR测算造11年«1年Ml¥第a年年M5年为6年席『年我凿年JM年鼎E・年W始会检更戌*■,颉恻■2曲调曲曲儿4万元）15001500ISO'113001500I54JU15001500I5W■戌用用七两元j(IDOiurn.岫UfWjUODj迷曲(inohllOQtOODl*d叫电话f万藏＞I^DOiiMKh根j13UU)彳泗）产判t9N，晒d叫［沏运常时用（打兀j(lOOf<l<X*li\DO)Nonjd(»)UCKh.喇II00J收星打占比包Kt%.5ft%50%*0%50%50%ERITDA1打元1W-WO<W砸-wu锄砌-KM>4W他粮trg工孙F独的w(20j11HM的*彻的，训-m青MgIIMWli倾3皿MJ581J■捌尔30?361助362*计存理会说《邕儿1H22UiHbCJjr«i]rflts：i⑸St{214b51。必IRR发电侧经济分析强制性配套政策叠加经济性拐点，新能源侧储能装机持续高增目前已有19个省市出台相关文件，储能配置比例一般为10%-20%，容量时长一般为2小时。“配置储能优先并网”也由电网企业与新能源开发商私下达成的一种潜规则逐渐变为明规则。为了探究配置储能对于新能源发电项目的影响，假设三个情景：基准情景设定为一个典型的光伏电站，测算项目IRR约为8.3%；假设情景1为在基准情景上配置储能系统，但储能系统仅用作减少弃光率用途，测算项目IRR约为7.3%；假设情景2在假设情景1的基础上，考虑储能系统同时参与调频服务，测算项目 IRR约为8.2%。由此可见，对于一个典型光储电站，如果可以参与辅助服务市场，将对经济性有较大提升，基本实现项目IRR8%以上的收益率要求。核心假设：（1）假设光伏电站装机规模100MW，储能配置功率为电站功率的10%-20%，配置时长为2小时，即假设配置储能系统容量为15MW/30MWh。（2）考虑到项目地点、类型不同初始投资成本差异较大，假设典型光伏电站单位初始投资成本约3.8元/W,典型储能单位初始全投资成本为1.8元/Wh。假设光储电站部分设施共用，其中固定资产占比约80%，年均运维费用约占投资的1%。（3）假设储能采用国内主流路线磷酸铁锂电池，由于不含贵金属回收价值较低，假设储能残值与光伏电站残值一致，均为5%。（4）根据国家能源局公布的2019年上半年电力辅助服务补偿数据，年平均补偿价格约为20元/kW，按照15MW容量则年平均补偿约30万元。考虑到电力辅助服务费用逐年升高，同时储能调频效率、响应调频时间远优于其他类型机组，假设15MW储能装机年平均补偿约50万元。为简化计算，仅考虑调节里程收益，不考虑调节容量收益及调峰收益，同时参考各省份AGC补偿规则，可粗略拆分为调频补偿系数约5元/MW，调频里程约10万MW/年。（5）假设电站运营期为25年，其中逆变器寿命为15年，储能系统仅储存弃光电量时寿命为15年，参与调频服务时寿命为5年。表8:光储电站经济性测算假设参数表

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