6尹硕-第十二届中国国际储能大会CIES2022---V3_24页_4mb

新型储能商业模式与经济性研究总结

核心内容概述

本研究围绕新型储能的商业模式与经济性展开，重点分析了新型储能的成本回收机制、价格政策、成本构成、收益来源及典型案例应用，旨在为新型储能的市场化发展提供理论支持和实践指导。

主要观点与关键信息

1. 新型储能成本回收及价格机制现状

• 储能发展规模：国家提出“十四五”期间新型储能装机规模目标为3000万千瓦，11个省份明确具体发展目标，合计3970万千瓦。
• 新能源配置储能要求：25个省份明确新能源项目储能配置比例，大部分为不低于10%、2小时。
• 价格机制：
  • 辅助服务市场：22个省份已发布储能参与调峰辅助服务市场规则，补偿价格在0.4-1元/千瓦时之间。
  • 峰谷价差套利：全国平均峰谷电价差约为0.709元/千瓦时，广东达到1.273元/千瓦时，但仅参与现货市场盈利困难。
  • 容量租赁：河南省提出共享储能容量租赁参考价为每年200元/千瓦时，建议签订10年以上长期租赁协议。

2. 新型储能成本分析

• 成本构成：
  • 建设成本：占比约83%，其中电池成本占50%、设备成本16%、施工成本17%。
  • 运维成本：约占总成本的5%。
  • 财务成本：约占总成本的12%。
• 成本变化趋势：储能EPC工程承包费用呈现先上升后下降的趋势，2022年7月均价为1.436元/瓦时。
• 成本预测模型：使用学习曲线理论预测储能成本下降趋势，公式为：
  $$
  C(x_t, y_t) = C(x_0, y_0) \left(\frac{x_t}{x_0}\right)^{-\alpha} \left(\frac{y_t}{y_0}\right)^{-\beta}
  $$

3. 新型储能收益分析

• 电源侧收益：
  • 辅助服务收益：风电配置储能减少调峰分摊费用3719万元（占总成本94%），光伏减少调峰分摊费用2776万元（占总成本70%）。
  • 减少弃电收益：风电减少弃电收益4002万元（超出总成本0.91%），光伏减少弃电收益3060万元（占总成本77.15%）。
• 用户侧收益：
  • 峰谷价差套利：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。
  • 需求侧响应收益：年补偿金额94.5万元。
  • 总收益：用户侧储能投资总收益4566万元，收益/成本比为1.15，收益率为9.35%。
• 独立储能收益：
  • 辅助服务市场收益：10MW/20MWh独立储能电站收益3900万元，占总成本的98.33%。
  • 容量租赁收益：年收益400万元，8年周期内收益3200万元，占总成本的80.69%。

4. 存在的问题

• 容量租赁市场不成熟：目前仅满足新能源“换指标”需求，处于“有价无市”状态。
• 辅助服务标准变动频繁：补偿价格不确定性高，影响储能经济性。
• 峰谷价差套利门槛高：目前山东峰谷价差仅为0.5—0.6元/千瓦时，未达盈利标准。
• 容量补偿机制政策不明确：多数地区因经济形势和电网调节能力不足，尚未具备实施条件。

5. 典型案例应用

• 河南某县域储能项目：总成本为3966万元，需获得4342万元收益以实现6.5%的内部收益率。
• 收益测算：根据项目生命周期和运营策略，储能项目收益与成本比为1.15，收益率为9.35%。

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，拉大峰谷价差，引入季节性电价机制与尖峰电价机制。
• 出台辅助服务市场实施细则：明确新型储能参与辅助服务市场的规则和补偿标准，保障其收益稳定性。
• 鼓励探索新的商业合作模式：建议独立储能电站与新能源企业签订长期租赁协议，补充辅助服务收益分配比例，实现激励相容，提升储能利用效率。

附录：收益机制与应用领域