助力3060电化学储能商业模式及经济性分析

探讨风电、光伏、储能等

可再生能源是吊车出租的发展趋势与技术应用

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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

表2:储能度电成本（LCOS）测算过程

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

表4：部分省份储能调峰补偿计算规则

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

表6:储能里程成本测算过程

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

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

基准情景（光伏电站）：经测算，在不增加储能的情形下，光伏电站的全投资收益率约为8.3%。

表9:基准情景-光伏电站IRR测算

假设情景1（光储电站+减少弃光率）：经测算，在基准情形下增加储能系统，当储能系统仅仅用于储存5%弃光的电量，则光储电站的全投资收益率约为7.3%，较基准情景下降约1%，不满足通常情况下8%的要求回报率底线，说明目前情况下减少弃光率的单一用途难以保证储能系统的经济性。

表10:假设情景1-光储电站IRR测算（仅考虑减少弃光率）

假设情景1（光储电站+减少弃光率）满足项目IRR8%，需要储能系统初始成本下降约39%，或光伏电站初始成本下降约8%。对光伏电站和储能系统初始全投资成本做双因素敏感性分析，在光伏电站初始成本 3.8元/W基准假设下，储能系统初始成本需要下降至1.1元/Wh（降幅约 39%）才可保证项目IRR在8%以上；在储能系统初始成本1.8元/Wh 的基准假设下，光伏电站初始成本需要下降至3.5元/W（降幅约 8%）才可保证项目IRR在8%以上。

表11: 光储电站初始全投资成本敏感性分析表

假设情景2（光储电站+减少弃光率+参与调频服务）：经测算，在假设情景1情形下，考虑储能系统不仅用于储存5%弃光的电量，同时参与辅助服务市场，则光储电站的全投资收益率约为8.2%，较基准情景下降约0.1%，基本满足通常情况下8%的要求回报率底线，说明储能的多用途收益可以基本保证光储电站的经济性。

表12:假设情景 2-光储电站IRR测算（考虑减少弃光率+参与辅助服务）

假设情景2（光储电站+减少弃光率+参与调频服务）需在较高补偿系数的前提下保障调频里程。对调频里程和补偿系数做双因素敏感性分析，当补偿系数保持在9元/MW较高的水平时，对应的调频里程需要在160万MW以上才能满足项目IRR 8%的要求，每提升10万MW调频里程则项目IRR提升0.20%；当补偿系数保持在11元/MW的水平时，对应的调频里程需要在130万MW以上才能满足项目IRR 8%的要求，每提升10万MW 调频里程则项目IRR提升0.24%。

表13:光储电站初始全投资成本敏感性分析表

电力市场改革加速，储能真实价值有望体现

电力市场改革加速，完善现有电价制度，储能作为稀缺的灵活性资源的真实价值有望得以释放，盈利空间将大幅改善。储能企业应加快自身技术突破，提升储能的性能、降低成本、优化配置。在加快推进能源转型的背景下，政府需加强研究电源侧、电网侧储能发展，加强用电侧的分级分类管控及引导，积极支持用电侧储能多元化发展。

储能设备可以调节能源结构，更多地利用风电、光伏等清洁能源，达到减少碳排放，节约资源的目标。是实现碳中和、建设新型能源系统的核心支撑。储能行业的健康、快速发展有着十分积极的意义。