2024新型储能商业模式与经济性研究.docx

、新型储能商业模式与经济性Y研究1.J1、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、结论与建议新型储能成本回收及价格机制现状%一、新型储能成本回收及价格机制现状储能发展规模新型储能“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。政策现状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。34567/青海甘肃内蒙古青海省"十四五”能源发展规划甘肃省"十四五”能源发展规划内蒙古"十四五"电力规划600万千瓦600万千瓦500万千瓦省级层面10111.1J三砒飒南北东江津河湖广浙天山东省能源发展"十四五"规划河北省"十四五”新型储能发展规划安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）河南省"十四五"现代能源体系和碳达峰碳中和规划湖北省能源发展"十四五"规划广东省能源发展"十四五"规划浙江省能源发展"十四五"规划天津市可再生能源发展"十四五"规划450万千瓦400万千瓦300万千瓦220万千瓦200万千瓦200万千瓦100万千瓦50万千瓦44一.新型储能成本回收及价格机制现状新能源配置储能要求政策现状2021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。级面省层V./发布MJ发JmWI1.m1.n上光伏配置比例配小时宁2021年1月宇日发改委关于加快促进自治区价谎®胶有序发展的指号雳见（征求IBU厢）10%10%2内蒙古2021年12月人艮政府办公厅关于加快推动新型播晚发展曲侬政见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%1020%2-4W2021年11月山东雌源福关于公布2021年市哺化并网In目名单的谢知）10%10%22021年10月海南省发改委关于加快推动湖南as电化学碌顺发的实施政见15%5%22S2021年10月广西*1盒W同2021年市场化并网珞上网电、光伏发电及多潴互扑一体化If1.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2021282年区光伏发电项目开发St设方案）15%10%19t2021年7月湖北省松S局关于2021年平扮新US源Jfi目开发St设？i关事Ifi的泡知10%10%2B2021年5月甘Jma发改委关于十四五，制一批网电.光伏发电项目开发It设有关n项的通知510¾>5-10%22021年3月KSWgiSR关于促迸微西省可再生靛源原庆发展的意见（征求醺见稿）10-20%10-20%2|青海2021年1月青海国发改委（关于印发支持价旎产业发膜若干措解（试行）的通知）10%10%21.zw个省份明确新能源发电项目储能配置要求4大部分标准定为丕低壬19冬一2小鼠一.新型储能成本回收及价格机制现状储能成本疏导政策现状辅助服务市场.2022年5月，国家发改委、能源局发布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、电力用户合理分鹿J峰谷价差套利.2021年7月，国家发展改革委发布的关于进一步完善分时电价机制的通知要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%的地方，峰谷电：价价差原则上不低于4:1;其他地方原则上不低于3:1.级面省层V./ 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04-1.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.河南省"十四五”新型储能实施方案，提出鼓励新能源企业以容量租赁的模式配置储能需求，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。6独立储能用户侧独立储能峰谷价差-新型储能成本回收及价格机制现状容量共享租费。租赁储能给新能源场站换取建设指标0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。参与现货市场交易。根据现货市场电价变化进行充放电套二次调频服务。通过瞬时平衡负荷和发电的差异来调节频率的波动。辅助服务独立储能电压支持。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。辅助动态运行.减少调峰辅助服务分摊罚金。发电侧减少弃电。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。用户恻容量费用管理。降低变压器容量，自己的最高负荷.成本节约a电能质量。提高供电质量和可靠性。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。由皿制,耘件枇夜anr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。电网侧（替代性储能，可_纳入输配电价）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.新型储能成本回收及价格机制现状!，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i能电站独立运营,新能源电站不具有储能使用权，不参与储能电站的任1可收益分享，并非真正意义上的租赁市场，通：常处于“有价无市”状态，只能在发电集团内部消化.U.-.-.-.二扁而施套篇袁防函函丁谑呆谒施卷扇荷葡春马调峰的好益壬要桑自手施应存冠：切算送一i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I不确定性（新疆、东北补偿范围在0.4元一1元/kWh之间）.储能调峰的经济性还有待储能成本进一步上隆后才.能逐步显现£万谿善而后宙香断演至营就医市隘前亩藤一元正奉3百；山东奢在窗卤函免府应豪加i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0.50.6元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。，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（发改办运行（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?M尝具体施行还需权衡。新型储能成本分析储能总成本I1.T储能系稣财务成本IO三，新型储能成本分析储能系统建设成本: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m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。 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%、施工成本约占总成本的比例为17%。 运维成本：运维成本与储能系统成本的比值为5.5%,经折算约占总成本的比例为5% 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%,经折算约占总成本的比例为12%。建设成本运维成本；财务成本三、新型储能成本分析 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2021年至今呈先上升后下降的趋势。2021年1月份最低，为1.32元历时,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元质时。 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O 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2021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IGWh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元质时,2022年3月份达到最高，为04元/吨,上涨约4倍,2022年7月份下降至0.39元/吨。三、新型储能成本分析>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。储能投资成本预测模型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费用现值费用年值尸=。.(。«，。“。=0/P=4>4>A(4>4>6,.4>rGR式中：Pc为费用现值；AC为费用年值；一表示第I年的现金流出；H为Ii韵俗统项目寿命年限1.COE=1上Gni(1.+i)n式中：V表示项目残值，i代表资金贴现率，IO表示情能项目初始投资，包括建设费用及设备相关购置费用，O&Mn表示第n年的运行及维护成本，这一数值包括项目期内常见的人员斐用、保险费用等，Gn为第n年储能放电量。式中：q坳为储能技术在t年的单位成本R力为技术在基准年的初始单位成本；M为储能技术在t年的累计发展规模；XO为技术在基准年的累计发展规模；为累计产量弹性系数；y为储能技术在t年的累积研发投入；y。为技术在基准年的累计研发投入；B为累计研发投入弹性系数峥谷电价系数用户侧储能充放电策略充电，在高峰时段18:00-22:00放电。四、新型储能收益分析用户侧储能投资收益模型用户侧储能收益模型71.=PtXqX平次(1-3),b1XC-PXgX次(1-)"1Xc式中：P代表用电电价；q代表储能电池额定容量代表充放电效率；代表电池组的放电深度;代表电池容量年衰减系数；c代表年均充放电循环次数，PC代表充电电价时段时长（小时）充放电策略电池电量充放电量谷：00:00次日H90%1.6万千瓦时8:00峰:8:00-12:004傩10%144万十同时平:12:00-18:00690%1.6万千瓦时蜂：18:00-22:004m10%1.44万十优时根据河南分时电价时段划分，设计"两充两放"的用户根腌能充放电策略，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12:00-18:00四、新型储能收益分析独立储能投资收益容量租赁收益辅助服务市场收益 考虑独立储能在辅肋服务市场可利用小时数、参与时长等因素，根据各地政府制定的补偿标准计算辅助服务市场收益。 河南省发改委发布的河南省"十四五”新型储能实施方案（2022年8月21日），提出独立储能依照火电机组第一档调峰辅助服务交易价格优先出清，调峰补偿价格报价上限为03元/千瓦时。 考虑独立储能在全生命周期可利用容量、租赁周期等因素，根据各地容量租赁市场协商达成的成交租赁价格计算容量租赁收益。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/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1。年以上长期租赁协议或合同。新型储能典型案例应用成本及收益测算EPC自有资金投入贷款利息支出到期归还运堆费用第1年574.4102.2432-34.5第2年-102.2432-34.5第3年-102.243234.5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储能成本项目现金流量表五、新型储能典型案例应用以河南某县域储能为例-项目介绍及成本计算储能IOMW/20MWh典型储能项目为例：项目总成本为3966万元，考虑6.5%内部收益率，需获得4342万元收益。储能IOMW/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.考虑到储能项目投资方自有资金的内部收益率，以抽水蓄能投资内部收益率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.五、新型储能典型案例应用按照煤电机组整体出力率降至50%以下，作为辅助服务启动条件，考虑储能全生命周期投资收益，使用生产模拟测算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%。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带来的收益累计加总为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%。五、新型储能典型案例应用用户侧收益分析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*M尝金额94.5万元。总体来看：投资周期内用户侧投资储能总收益4566万元，与总成本之比为1.15,资本金内部收益率为9.35%。用电分类Iiittfiif1.高峰平段低谷总收益（万元）收益/成本收益率不满1千伏1.1092220.7169990.3729444875.8481.2312.60%变压器整315千谡以下用电1-10千伏1.0660470.6894990.3591944710.1511.1910.95%HIO千伏1o239710.662699以卜0.3457944548.6711.159.15%工商业及其工°十伏及以0.9820520.6359990.3324444387.7951.117.13%他用电不满1千伏1.0976040.7095990.3692444831.261.2212.17%变压器翁315千曝以上用漆1-10千伏1.0724840.6935990.3612444734.8551.1911.20%P.110千伏1.0442240.675599以卜0.3522444626.3981.1710.04%工°千伏及以1.0285240.6655990.3472444566.1451.159.35%五、新型储能典型案例应用独立储能收益分析辅助服务市场收益IOMW/20MWh独立储能电站在投资周期内参与调峰辅助服务可获得收益为3900万元,占投资总成本的98.33%。商业合作模式容量租赁收益10MW/20MWh独立储能电站年收益为400万元，8年投资周期内收益3200万元，占总成本的80.69%。针对当前容量租赁市场有价无市状态，优化商业合作模式：降低容量租赁费，但补充添加辅助服务收益分配比例，分配比例建议通过采用双方协商确定。独立储能电站,通过租赁费获取稳定流动资金，降低经营风险，同时存在辅助服务收益分配比例，在经济性意义上形成激励相容，实现市场主体共赢，促进储能电站优化市场运作，提高储能用效率。结论与建议新型储能投资经济性及电价机制研究六、结论与建议完善峰谷电价政策。建议设计与电力供需平衡相适应的峰谷分时电价政策，根据近年电力系统负荷特性、系统调节能力、电力供需状况等情况设计峰谷时段，适时拉大电力峰谷价差，并考虑设计季节性电价机制与尖峰电价机制。建议出台新型储能参与辅助服务市场具体实施细则。新型储能主要通过辅助服务获得成本补偿，国家政策明确鼓励新型储能参与辅助服务市场，辅助服务费用由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。建议尽快出台新型储能参与辅助服务市场具体实施细则。鼓励独立储能电站与新能源企业积极探索新的商业合作模式。建议独立储能电站与新能源企业在租赁协议中，补充添加辅助服务收益分配比例，分配比例建议通过采用双方协商确定，用市场化手段实现双方共赢，形成激励相容，根据市场优化运作，提高储能利用效率。24