2024新型储能商业模式与经济性研究

112目录1、新型储能成本回收及价格机制现状2、新型储能成本分析3、新型储能收益分析2目录1、新型储能成本回收及价格机制现状2、新型储能成本分析3、新型储能收益分析4、新型储能典型案例应用5、结论与建议3333一、储能发展规模全国层面政策现状省级层面4—4—11个省份明确提出储能规划，到2025年新型储能装机共计3970万千瓦。序号省份文件发展规模1青海《青海省“十四五”能源发展规划》600万千瓦2甘肃《甘肃省“十四五”能源发展规划》600万千瓦3内蒙古《内蒙古“十四五”电力规划》500万千瓦4山东《山东省能源发展“十四五”规划》450万千瓦5河北《河北省“十四五”新型储能发展规划》400万千瓦6安徽《安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）》300万千瓦7河南《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》220万千瓦8湖北《湖北省能源发展“十四五”规划》200万千瓦一、储能发展规模全国层面政策现状省级层面4—4—11个省份明确提出储能规划，到2025年新型储能装机共计3970万千瓦。序号省份文件发展规模1青海《青海省“十四五”能源发展规划》600万千瓦2甘肃《甘肃省“十四五”能源发展规划》600万千瓦3内蒙古《内蒙古“十四五”电力规划》500万千瓦4山东《山东省能源发展“十四五”规划》450万千瓦5河北《河北省“十四五”新型储能发展规划》400万千瓦6安徽《安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）》300万千瓦7河南《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》220万千瓦8湖北《湖北省能源发展“十四五”规划》200万千瓦9广东《广东省能源发展“十四五”规划》200万千瓦10浙江《浙江省能源发展“十四五”规划》100万千瓦11天津《天津市可再生能源发展“十四五”规划》50万千瓦新型储能“十四五”发展规模3000万千瓦。国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（2021年7月），提出装机规模目标，明确到2025年，新型储能装机规模达到3000万千瓦以上，接近当前规模的10倍。一、新能源配置储能要求全国层面政策现状省级层面5—5—25个省份明确新能源发电项目储能配置要求，大部分标准定为不低于10%、2小时。发布时间发文机构文件名称风电配置比例光伏配置比例配置小时宁夏2021年1月宁夏发改委《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）》10%10%2内蒙古2021年12月人民政府办公厅《关于加快推动新型储能发展的实施意见》15%15%2--4河北2021年12月河北省发改委《关于下达河北省2021年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知》15-20%10-20%2--4山东2021年11月山东省能源局《关于公布2021年市场化并网项目名单的通知》10%10%2湖南2021年10月湖南省发改委《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》15%5%2广西2021年10月广西省能源局《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知》25%15%2天津2021年8月天津市发改委《关于天津市2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设方案》一、新能源配置储能要求全国层面政策现状省级层面5—5—25个省份明确新能源发电项目储能配置要求，大部分标准定为不低于10%、2小时。发布时间发文机构文件名称风电配置比例光伏配置比例配置小时宁夏2021年1月宁夏发改委《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）》10%10%2内蒙古2021年12月人民政府办公厅《关于加快推动新型储能发展的实施意见》15%15%2--4河北2021年12月河北省发改委《关于下达河北省2021年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知》15-20%10-20%2--4山东2021年11月山东省能源局《关于公布2021年市场化并网项目名单的通知》10%10%2湖南2021年10月湖南省发改委《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》15%5%2广西2021年10月广西省能源局《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知》25%15%2天津2021年8月天津市发改委《关于天津市2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设方案》15%10%1湖北2021年7月湖北省能源局《湖北省能源局关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》10%10%2甘肃2021年5月甘肃省发改委《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》5-10%5-10%2陕西2021年3月陕西省能源局《关于促进陕西省可再生能源高质量发展的意见（征求意见稿）》10-20%10-20%2青海2021年1月青海省发改委《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》10%10%22021年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，在储能配比要求方面规定，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。一、储能成本疏导，。全国层面政策现状省级层面6—6—辅助服务市场。已有22省份区域发布了储能参与调峰辅助服务市场的规则文件，明确储能参与一、储能成本疏导，。全国层面政策现状省级层面6—6—辅助服务市场。已有22省份区域发布了储能参与调峰辅助服务市场的规则文件，明确储能参与辅助服务的规模要求和价格。东北和山西的调峰价格较高，分别为0.4-1元/千瓦时、0.75-0.95元/千瓦时。峰谷价差套利。全国28个省份的平均峰谷电价差约为0.709元/千瓦时，其中，广东峰谷价差平均值较高，达到1.273元/千瓦时，有17个省份工商业电价峰谷差超过了0.7元/千瓦时。在尖峰电价上，陕西、江苏等15个省份出台尖峰电价政策，尖峰电价上下浮动比例达到20%，例如，江苏在夏、冬两季设立尖峰加价机制，标准为以峰段电价为基础，上浮20%，高耗能企业上浮25%。租赁容量。置储能需求，支持共享储能项目企业通过租赁费用回收建设成本并获得合理收益，2022年电化学共享储能容量租赁参考价为每年200元/千瓦时，新能源企业和共享储能项目企业根据当年租赁参考价签订10年以上长期租赁协议或合同。辅助服务市场。2022年5和调度运用的通知》明确独立储能可提供辅助服务，辅助服务费根据《电力辅助服务管理办法》按照“谁提供、谁获利，谁受益，谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊峰谷价差套利。2021年7求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价差。规定系统峰谷差率超过40价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。一、7收益机制应用领域指标含义容量租赁独立储能容量共享租赁。租赁储能给新能源场站换取建设指标。峰谷价差用户侧用户分时电价管理。电价较低时给储能系统充电，在高电价时放电。独立储能参与现货市场交易。根据现货市场电价变化进行充放电套利。辅助服务独立储能二次调频服务。通过瞬时平衡负荷和发电的差异来调节频率的波动。电压支持。根据负荷需求释放或吸收无功功率，以调整电压。调峰辅助服务。在用电低谷时储电，在用电高峰时释放电能，实现削峰填谷。发电侧提升机组灵活性运行。提高传统机组的调峰能力。成本节约发电侧辅助动态运行。减少调峰辅助服务分摊罚金。减少弃电。在弃电开启时刻，储能装置进行充电。取代或延缓新建机组。降低或延缓对新建发电机组容量的需求。用户侧一、7收益机制应用领域指标含义容量租赁独立储能容量共享租赁。租赁储能给新能源场站换取建设指标。峰谷价差用户侧用户分时电价管理。电价较低时给储能系统充电，在高电价时放电。独立储能参与现货市场交易。根据现货市场电价变化进行充放电套利。辅助服务独立储能二次调频服务。通过瞬时平衡负荷和发电的差异来调节频率的波动。电压支持。根据负荷需求释放或吸收无功功率，以调整电压。调峰辅助服务。在用电低谷时储电，在用电高峰时释放电能，实现削峰填谷。发电侧提升机组灵活性运行。提高传统机组的调峰能力。成本节约发电侧辅助动态运行。减少调峰辅助服务分摊罚金。减少弃电。在弃电开启时刻，储能装置进行充电。取代或延缓新建机组。降低或延缓对新建发电机组容量的需求。用户侧容量费用管理。降低变压器容量，自己的最高负荷。电能质量。提高供电质量和可靠性。电网侧（替代性储能，可纳入输配电价）无功支持。调整输出的无功功率大小，进而调节整条线路的电压。缓解线路阻塞。在高负荷时段放电从而减少系统对输电容量的需求。延缓输配电扩容升级。储能安装在需要升级的输配电设备的下游位置来环节。变电站直流电源。变电站内的储能设备可用于开关元件、通信基站、控制设备的备用电源直接为直流负荷供电。一、12存在的问题348—8—容量补偿机制政策不确定性强。《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（改办运行〔2022〕475号）给出了新型储能独立参与市场的政策鼓励方向，但各地的落实情况还有待一、12存在的问题348—8—容量补偿机制政策不确定性强。《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（改办运行〔2022〕475号）给出了新型储能独立参与市场的政策鼓励方向，但各地的落实情况还有待观察，在当前经济形势下，给予储能容量电价可能造成终端电价的上涨，绝大部分地区不具备条件。各地火电深调和需求侧潜力等还未充分挖掘，储能容量补偿具体施行还需权衡。峰谷套利存在峰谷差门槛，仅参与现货市场盈利困难。2022年3月，山东省在国内率先推动四家独立储能电站参与现货交易，根据实际运行情况，目前山东日前现货交易价格的峰谷差约为0.5—0.6/kWh。若按照每天两充两放来测算，在峰谷差超过0.7元/kWh时（门槛值），储能才能够覆盖自身成本，显然仅参与电力现货市场是不能盈利的。从代理购电工商业用户电价表来看，河南等省份工商业峰谷价差也在门槛值附近徘徊，盈利空间并不明朗。辅助服务标准变动频率高，收益不确定性强。储能参与调峰的收益主要来自于调峰补偿，为应对大规模储能进入市场的需求。由于补偿标准经常修改，储能能否从调峰服务中获取持续稳定的收入存在不确定性（新疆、东北补偿范围在0.4元—1元/kWh之间）。储能调峰的经济性还有待储能成本进一步下降后才能逐步显现。容量租赁处于有价无市状态。目前仅满足新能源开发企业“换指标”的需求，新能源场站“变投为租”，储常处于“有价无市”状态，只能在发电集团内部消化。9999三、储能系统建设成本：包括电池成本、电池配套设备成本以及施工成本三部分组成。其中，电池成本主要包括电池材料成本、人工制造成本、环保成本等组成；设备成本主要包括电池管理系统（BMS）、储能逆变器（PCS）、能量管理系统（EMS）、接入系统、测控系统和配电系统的采购成本；施工成本主要包括建筑工程费、安装工程费和设计、监理、调试、生产准备等费用。储能运行维护成本：为保障储能系统在寿命期内正常运行而动态投入的资金，储能电站的运维成本主要包括保障储能电站在服役期间正常运行需要投入的人工费、维护保养费以及部分储能器件的重置费用。储能财务成本：为筹集资金而发生的筹资费用，财务成本一般包括银行贷款、发行债券等筹资措施产生的利息，三、储能系统建设成本：包括电池成本、电池配套设备成本以及施工成本三部分组成。其中，电池成本主要包括电池材料成本、人工制造成本、环保成本等组成；设备成本主要包括电池管理系统（BMS）、储能逆变器（PCS）、能量管理系统（EMS）、接入系统、测控系统和配电系统的采购成本；施工成本主要包括建筑工程费、安装工程费和设计、监理、调试、生产准备等费用。储能运行维护成本：为保障储能系统在寿命期内正常运行而动态投入的资金，储能电站的运维成本主要包括保障储能电站在服役期间正常运行需要投入的人工费、维护保养费以及部分储能器件的重置费用。储能财务成本：为筹集资金而发生的筹资费用，财务成本一般包括银行贷款、发行债券等筹资措施产生的利息，本研究的财务成本主要考虑长期银行贷款所产生的利息。•••12%建设成本：建设成本约占总成本的比例为83%，其中，电池成本占储能系统建设总成本的比例为50%、设备成本约占总成本的比例为16例为17%。运维成本：运维成本与储能系统成本的比值为5.55%。财务成本：储能系统的财务成本与储能系统成本的比值达到15本的比例为12%。5%83%建设成本运维成本财务成本10三、国内储能电站建设一般采取EPC工程总承包模式。储能EPC工程平均承包费用从20212021年1月份最低，为1.32元/瓦时,相当于投资1万千瓦/2万千瓦时储能需要2640万元。2022年3月份达到最高，为2元/瓦时,相当于投资1万千瓦/2万千瓦时储能需要4000万元。2022年3月份后呈下降趋势，三、国内储能电站建设一般采取EPC工程总承包模式。储能EPC工程平均承包费用从20212021年1月份最低，为1.32元/瓦时,相当于投资1万千瓦/2万千瓦时储能需要2640万元。2022年3月份达到最高，为2元/瓦时,相当于投资1万千瓦/2万千瓦时储能需要4000万元。2022年3月份后呈下降趋势，7月国内储能系统EPC均价1.436元/瓦时。储能电池价格变化是储能EPC工程承包费用变化的主要原因。磷酸铁锂原材料变化是储能电池价格变化变化的主要原因。正极磷酸铁锂原材料成本占比约为20%。磷酸铁锂原材料从年至今呈先上升后下降的趋势，2021年1月份最低，为37983元/吨,2022年3月份达到最高，为159866元/吨,2022年7月份下降至155000元/吨。生产1GWh电池一般需要2200-2500吨磷酸铁锂，电池中磷酸铁锂原材料成本2021年1月份最低，为0.09元/瓦时,2022年3月份达到最高，为0.4元/吨,上涨约4倍，2022年7月份下降至0.39元/吨。111三、全生命周期理论用来分析储能在各个生命周期中的成本分布，分析储能的成本构成。技术经济理论用来测算储能技术经济性及相关指标。平准化成本理论用来计算考虑生命周期和时间价值的储能度电成本。学习曲线理论用来预测储能的成本下降趋势。 储能投资技术经济成本测算模型 储能投资平准化成本测算模型 储能投资成本预测模型 费用现值费用年值INO&M��n1 tx nC1三、全生命周期理论用来分析储能在各个生命周期中的成本分布，分析储能的成本构成。技术经济理论用来测算储能技术经济性及相关指标。平准化成本理论用来计算考虑生命周期和时间价值的储能度电成本。学习曲线理论用来预测储能的成本下降趋势。 储能投资技术经济成本测算模型 储能投资平准化成本测算模型 储能投资成本预测模型 费用现值费用年值INO&M��n1 tx nCx,yCx,yt1i0n𝑃=���(��,�0,��=0���𝑃=���(��,�0,�(��0,��=0tt00LCOE=00NGCx,y, n 1in式中：tt00n为技术在基准年的初始单位成本；xt为储能技术1在t年的累计发展规模；x0为技术在基准年的累计发展规模；α为累计产量弹性系数；yt为储能技术在t年的累积研发投入；y0为技术在基准年的累计研发投入；β为累计研发投入弹性系数式中：V表示项目残值，i代表资金贴现率，I0表示储能项目初始投资，包括建设费用及设备相关购置费用，O&Mn表示第n年的运行及维护保险费用等，Gn为第n年储能放电量。式中：PC为费用现值；AC为费用年值；���统项目寿命年限21313131314四、一电源侧储能投资收益模型 电源侧储能收益总体模型 cpp ctdqn1qn1p114四、一电源侧储能投资收益模型 电源侧储能收益总体模型 cpp ctdqn1qn1p111nfc yn 1 2式中：py代表运维成本；t代表税率；dn代表财务成本；pf代表用电电价，q代表储能电池额定容量代表电池组的放电深度，δ代表电池容量年衰减系数；c代表年均充放电循环次数，pc代表充电电价。W1、W2分别表示电源侧储能参与调峰服务的收益和减少弃电获得的收益 子模型1：电源侧储能参与调峰辅助服务收益模型 子模型2：电源侧储能减少弃电收益模型 TvNv W1VtW2PQccsubttt1i1bV储能设备参cc为电源侧储能的减少弃i与调峰服务的补偿价格；TV为参加调峰服务的时段，NV为参与调峰服务的设备总数tt电量电源侧配置储能收益主要来源于场的罚金与减少弃电收益。电源侧配置储能减少调峰分摊的收益，是通过化得到。电源侧配置储能减少的弃电收益析新能源弃电时段与储能装置可以利用时段网电价售出带来的收益。四、二用户侧储能投资收益模型 用户侧储能收益模型 p q)n1cp四、二用户侧储能投资收益模型 用户侧储能收益模型 p q)n1cpq)n1cnfc式中：p代表用电电价；代表储能电池额定容量代表电池组的放电深度;δ代表电池容量年衰减系数；c代表年均充放电循环次数，pc代表充电电价 用户侧储能充放电策略 根据河南分时电价时段划分，设计“两充两放”的用户侧储能充放电策略，在低谷时段0:00-8:00充电，在高峰时段8:00-12:00放电，在平时段12:00-18:00充电，在高峰时段18:00-22:00放电。15时段时长（小时）充放电策略电池电量充放电量谷：00:00-次日8:008充电90%1.6万千瓦时峰：8:00-12:004放电10%1.44万千瓦时平：12:00-18:006充电90%1.6万千瓦时峰：18:00-22:004放电10%1.44万千瓦时四、三独立储能投资收益 辅助服务市场收益 容量租赁收益四、三独立储能投资收益 辅助服务市场收益 容量租赁收益 16用容量、租赁周期等因素，交租赁价格《河南省“十四五”新型储能实施方案》，2022年电化学共享储能容量租赁参考价为每年200元/瓦时，新能源企业和共享储能项目企业根据当年租赁参考价签订10年以上长期租赁协议或合同。根据各地政府制定的补偿标准算辅助服务市场收益。河南省发改委发布的《河南省（2022年8月21日），提出独立储能依照助服务交易价格补偿价格报价上限为0.3元/千瓦时。17171717五、以河南某县域储能为例-项目介绍及成本计算 储能成本项目现金流量表 成本及收益测算18储能10MW/20MWh项目EPC工程平均承包费2872万元，期初自有资金投资574.4万元，贷款2297.6万元，每年支付贷款利息102万元，项目运营期结束归还贷款本金，考虑每年运维费用34.5万元，总成本为3966万元。资内部收益率6.5%作为标准，可得储能项目在收回成本并获得6.5%内部收益率的情况下需得到4342万元收益补偿。贷款利息支出到期归还贷款运维费用第1年五、以河南某县域储能为例-项目介绍及成本计算 储能成本项目现金流量表 成本及收益测算18储能10MW/20MWh项目EPC工程平均承包费2872万元，期初自有资金投资574.4万元，贷款2297.6万元，每年支付贷款利息102万元，项目运营期结束归还贷款本金，考虑每年运维费用34.5万元，总成本为3966万元。资内部收益率6.5%作为标准，可得储能项目在收回成本并获得6.5%内部收益率的情况下需得到4342万元收益补偿。贷款利息支出到期归还贷款运维费用第1年574.4102.2432-34.5第2年-102.2432-34.5第3年-102.2432-34.5第4年-102.2432-34.5第5年-102.2432-34.5第6年-102.2432-34.5第7年-102.2432-34.5第8年-102.24322297.634.5合计574.4817.94562297.6276储能10MW/20MWh典型储能项目为例：项目总成本为3966万元，考虑6.5%得4342万元收益。五、电源侧收益分析辅助服务收益减少弃电收益19考虑储能全生命周期投资收益，使用生产模拟软件测算2022-2029年风电和光伏在剔除掉调峰辅助服务时段后的减少弃电收益，结果显示：风电配置1五、电源侧收益分析辅助服务收益减少弃电收益19考虑储能全生命周期投资收益，使用生产模拟软件测算2022-2029年风电和光伏在剔除掉调峰辅助服务时段后的减少弃电收益，结果显示：风电配置1万千瓦/2万千瓦时储能减少调峰分摊费用和减少弃电4002万元，超出总成本0.91%；光伏配置1万千瓦/2万千瓦时储能减少调峰分摊费用和减少弃电带来的收益累计加总为3060万元，占总成本77.15%。按照煤电机组整体出力率降至50用生产模拟测算2022-2029年风电和光伏减少的调峰分摊费用，结果显示：风电配置1万千瓦/2万千瓦时储能减少调峰分摊费用3719万元，占总成本94%；光伏配置1万千瓦/2万千瓦时储能减少调峰分摊费用2776万元，占总成本70%。五、用户侧收益分析20用电分类电压等级分时电度用电价格（元/千瓦时）总收益（万元）收益/成本收益率高峰平段低谷工商业及其他用电变压器容量315千伏安以下用电不满1千伏1.1092220.7169990.3729444875.8481.2312.60%1-10千伏1.0660470.6894990.3591944710.1511.1910.95%35110千伏以下1.0239710.6626990.3457944548.6711.159.15%110千伏及以上0.9820520.6359990.3324444387.7951.117.13%变压器容量315千伏安以上用电不满1千伏1.0976040.7095990.3692444831.261.2212.17%1-10千伏1.0724840.6935990.3612444734.8551.19五、用户侧收益分析20用电分类电压等级分时电度用电价格（元/千瓦时）总收益（万元）收益/成本收益率高峰平段低谷工商业及其他用电变压器容量315千伏安以下用电不满1千伏1.1092220.7169990.3729444875.8481.2312.60%1-10千伏1.0660470.6894990.3591944710.1511.1910.95%35110千伏以下1.0239710.6626990.3457944548.6711.159.15%110千伏及以上0.9820520.6359990.3324444387.7951.117.13%变压器容量315千伏安以上用电不满1千伏1.0976040.7095990.3692444831.261.2212.17%1-10千伏1.0724840.6935990.3612444734.8551.1911.20%35110千伏以下1.0442240.6755990.3522444626.3981.1710.04%110千伏及以上1.0285240.6655990.3472444566.1451.159.35%从峰谷价差收益来看：以工商业变压器容量在315千伏安以上、电压等级为110千伏以上用户为例，根据国网河南省电力公司代理购电工商业用户电价表，1万千瓦/2万千瓦时储能一天节约购电成本收益为1.34万元。从需求侧响应收益看：用户侧储能参与需求响应每年可获得补偿金额94.5万元。总体来看：投资周期内用户