2024新型儲(chǔ)能商業(yè)模式與經(jīng)濟(jì)性研究

112目錄1、新型儲(chǔ)能成本回收及價(jià)格機(jī)制現(xiàn)狀2、新型儲(chǔ)能成本分析3、新型儲(chǔ)能收益分析2目錄1、新型儲(chǔ)能成本回收及價(jià)格機(jī)制現(xiàn)狀2、新型儲(chǔ)能成本分析3、新型儲(chǔ)能收益分析4、新型儲(chǔ)能典型案例應(yīng)用5、結(jié)論與建議3333一、儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)模全國層面政策現(xiàn)狀省級層面4—4—11個(gè)省份明確提出儲(chǔ)能規(guī)劃，到2025年新型儲(chǔ)能裝機(jī)共計(jì)3970萬千瓦。序號省份文件發(fā)展規(guī)模1青海《青海省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》600萬千瓦2甘肅《甘肅省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》600萬千瓦3內(nèi)蒙古《內(nèi)蒙古“十四五”電力規(guī)劃》500萬千瓦4山東《山東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》450萬千瓦5河北《河北省“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃》400萬千瓦6安徽《安徽省新型儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃（2022-2025年）》300萬千瓦7河南《河南省“十四五”現(xiàn)代能源體系和碳達(dá)峰碳中和規(guī)劃》220萬千瓦8湖北《湖北省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》200萬千瓦一、儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)模全國層面政策現(xiàn)狀省級層面4—4—11個(gè)省份明確提出儲(chǔ)能規(guī)劃，到2025年新型儲(chǔ)能裝機(jī)共計(jì)3970萬千瓦。序號省份文件發(fā)展規(guī)模1青?！肚嗪Ｊ　笆奈濉蹦茉窗l(fā)展規(guī)劃》600萬千瓦2甘肅《甘肅省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》600萬千瓦3內(nèi)蒙古《內(nèi)蒙古“十四五”電力規(guī)劃》500萬千瓦4山東《山東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》450萬千瓦5河北《河北省“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃》400萬千瓦6安徽《安徽省新型儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃（2022-2025年）》300萬千瓦7河南《河南省“十四五”現(xiàn)代能源體系和碳達(dá)峰碳中和規(guī)劃》220萬千瓦8湖北《湖北省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》200萬千瓦9廣東《廣東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》200萬千瓦10浙江《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》100萬千瓦11天津《天津市可再生能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》50萬千瓦新型儲(chǔ)能“十四五”發(fā)展規(guī)模3000萬千瓦。國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》（2021年7月），提出裝機(jī)規(guī)模目標(biāo)，明確到2025年，新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到3000萬千瓦以上，接近當(dāng)前規(guī)模的10倍。一、新能源配置儲(chǔ)能要求全國層面政策現(xiàn)狀省級層面5—5—25個(gè)省份明確新能源發(fā)電項(xiàng)目儲(chǔ)能配置要求，大部分標(biāo)準(zhǔn)定為不低于10%、2小時(shí)。發(fā)布時(shí)間發(fā)文機(jī)構(gòu)文件名稱風(fēng)電配置比例光伏配置比例配置小時(shí)寧夏2021年1月寧夏發(fā)改委《關(guān)于加快促進(jìn)自治區(qū)儲(chǔ)能健康有序發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》10%10%2內(nèi)蒙古2021年12月人民政府辦公廳《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的實(shí)施意見》15%15%2--4河北2021年12月河北省發(fā)改委《關(guān)于下達(dá)河北省2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電市場化并網(wǎng)項(xiàng)目計(jì)劃的通知》15-20%10-20%2--4山東2021年11月山東省能源局《關(guān)于公布2021年市場化并網(wǎng)項(xiàng)目名單的通知》10%10%2湖南2021年10月湖南省發(fā)改委《關(guān)于加快推動(dòng)湖南省電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展的實(shí)施意見》15%5%2廣西2021年10月廣西省能源局《2021年市場化并網(wǎng)陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電及多能互補(bǔ)一體化項(xiàng)目建設(shè)方案的通知》25%15%2天津2021年8月天津市發(fā)改委《關(guān)于天津市2021-2022年風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)方案》一、新能源配置儲(chǔ)能要求全國層面政策現(xiàn)狀省級層面5—5—25個(gè)省份明確新能源發(fā)電項(xiàng)目儲(chǔ)能配置要求，大部分標(biāo)準(zhǔn)定為不低于10%、2小時(shí)。發(fā)布時(shí)間發(fā)文機(jī)構(gòu)文件名稱風(fēng)電配置比例光伏配置比例配置小時(shí)寧夏2021年1月寧夏發(fā)改委《關(guān)于加快促進(jìn)自治區(qū)儲(chǔ)能健康有序發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》10%10%2內(nèi)蒙古2021年12月人民政府辦公廳《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的實(shí)施意見》15%15%2--4河北2021年12月河北省發(fā)改委《關(guān)于下達(dá)河北省2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電市場化并網(wǎng)項(xiàng)目計(jì)劃的通知》15-20%10-20%2--4山東2021年11月山東省能源局《關(guān)于公布2021年市場化并網(wǎng)項(xiàng)目名單的通知》10%10%2湖南2021年10月湖南省發(fā)改委《關(guān)于加快推動(dòng)湖南省電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展的實(shí)施意見》15%5%2廣西2021年10月廣西省能源局《2021年市場化并網(wǎng)陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電及多能互補(bǔ)一體化項(xiàng)目建設(shè)方案的通知》25%15%2天津2021年8月天津市發(fā)改委《關(guān)于天津市2021-2022年風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)方案》15%10%1湖北2021年7月湖北省能源局《湖北省能源局關(guān)于2021年平價(jià)新能源項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》10%10%2甘肅2021年5月甘肅省發(fā)改委《關(guān)于“十四五”第一批風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》5-10%5-10%2陜西2021年3月陜西省能源局《關(guān)于促進(jìn)陜西省可再生能源高質(zhì)量發(fā)展的意見（征求意見稿）》10-20%10-20%2青海2021年1月青海省發(fā)改委《關(guān)于印發(fā)支持儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》10%10%22021年8月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，在儲(chǔ)能配比要求方面規(guī)定，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時(shí)長4小時(shí)以上）配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。一、儲(chǔ)能成本疏導(dǎo)，。全國層面政策現(xiàn)狀省級層面6—6—輔助服務(wù)市場。已有22省份區(qū)域發(fā)布了儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場的規(guī)則文件，明確儲(chǔ)能參與一、儲(chǔ)能成本疏導(dǎo)，。全國層面政策現(xiàn)狀省級層面6—6—輔助服務(wù)市場。已有22省份區(qū)域發(fā)布了儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場的規(guī)則文件，明確儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)的規(guī)模要求和價(jià)格。東北和山西的調(diào)峰價(jià)格較高，分別為0.4-1元/千瓦時(shí)、0.75-0.95元/千瓦時(shí)。峰谷價(jià)差套利。全國28個(gè)省份的平均峰谷電價(jià)差約為0.709元/千瓦時(shí)，其中，廣東峰谷價(jià)差平均值較高，達(dá)到1.273元/千瓦時(shí)，有17個(gè)省份工商業(yè)電價(jià)峰谷差超過了0.7元/千瓦時(shí)。在尖峰電價(jià)上，陜西、江蘇等15個(gè)省份出臺(tái)尖峰電價(jià)政策，尖峰電價(jià)上下浮動(dòng)比例達(dá)到20%，例如，江蘇在夏、冬兩季設(shè)立尖峰加價(jià)機(jī)制，標(biāo)準(zhǔn)為以峰段電價(jià)為基礎(chǔ)，上浮20%，高耗能企業(yè)上浮25%。租賃容量。置儲(chǔ)能需求，支持共享儲(chǔ)能項(xiàng)目企業(yè)通過租賃費(fèi)用回收建設(shè)成本并獲得合理收益，2022年電化學(xué)共享儲(chǔ)能容量租賃參考價(jià)為每年200元/千瓦時(shí)，新能源企業(yè)和共享儲(chǔ)能項(xiàng)目企業(yè)根據(jù)當(dāng)年租賃參考價(jià)簽訂10年以上長期租賃協(xié)議或合同。輔助服務(wù)市場。2022年5和調(diào)度運(yùn)用的通知》明確獨(dú)立儲(chǔ)能可提供輔助服務(wù)，輔助服務(wù)費(fèi)根據(jù)《電力輔助服務(wù)管理辦法》按照“誰提供、誰獲利，誰受益，誰承擔(dān)”的原則，由相關(guān)發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、電力用戶合理分?jǐn)偡骞葍r(jià)差套利。2021年7求進(jìn)一步完善峰谷電價(jià)機(jī)制，合理確定峰谷電價(jià)差。規(guī)定系統(tǒng)峰谷差率超過40價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。一、7收益機(jī)制應(yīng)用領(lǐng)域指標(biāo)含義容量租賃獨(dú)立儲(chǔ)能容量共享租賃。租賃儲(chǔ)能給新能源場站換取建設(shè)指標(biāo)。峰谷價(jià)差用戶側(cè)用戶分時(shí)電價(jià)管理。電價(jià)較低時(shí)給儲(chǔ)能系統(tǒng)充電，在高電價(jià)時(shí)放電。獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場交易。根據(jù)現(xiàn)貨市場電價(jià)變化進(jìn)行充放電套利。輔助服務(wù)獨(dú)立儲(chǔ)能二次調(diào)頻服務(wù)。通過瞬時(shí)平衡負(fù)荷和發(fā)電的差異來調(diào)節(jié)頻率的波動(dòng)。電壓支持。根據(jù)負(fù)荷需求釋放或吸收無功功率，以調(diào)整電壓。調(diào)峰輔助服務(wù)。在用電低谷時(shí)儲(chǔ)電，在用電高峰時(shí)釋放電能，實(shí)現(xiàn)削峰填谷。發(fā)電側(cè)提升機(jī)組靈活性運(yùn)行。提高傳統(tǒng)機(jī)組的調(diào)峰能力。成本節(jié)約發(fā)電側(cè)輔助動(dòng)態(tài)運(yùn)行。減少調(diào)峰輔助服務(wù)分?jǐn)偭P金。減少棄電。在棄電開啟時(shí)刻，儲(chǔ)能裝置進(jìn)行充電。取代或延緩新建機(jī)組。降低或延緩對新建發(fā)電機(jī)組容量的需求。用戶側(cè)一、7收益機(jī)制應(yīng)用領(lǐng)域指標(biāo)含義容量租賃獨(dú)立儲(chǔ)能容量共享租賃。租賃儲(chǔ)能給新能源場站換取建設(shè)指標(biāo)。峰谷價(jià)差用戶側(cè)用戶分時(shí)電價(jià)管理。電價(jià)較低時(shí)給儲(chǔ)能系統(tǒng)充電，在高電價(jià)時(shí)放電。獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場交易。根據(jù)現(xiàn)貨市場電價(jià)變化進(jìn)行充放電套利。輔助服務(wù)獨(dú)立儲(chǔ)能二次調(diào)頻服務(wù)。通過瞬時(shí)平衡負(fù)荷和發(fā)電的差異來調(diào)節(jié)頻率的波動(dòng)。電壓支持。根據(jù)負(fù)荷需求釋放或吸收無功功率，以調(diào)整電壓。調(diào)峰輔助服務(wù)。在用電低谷時(shí)儲(chǔ)電，在用電高峰時(shí)釋放電能，實(shí)現(xiàn)削峰填谷。發(fā)電側(cè)提升機(jī)組靈活性運(yùn)行。提高傳統(tǒng)機(jī)組的調(diào)峰能力。成本節(jié)約發(fā)電側(cè)輔助動(dòng)態(tài)運(yùn)行。減少調(diào)峰輔助服務(wù)分?jǐn)偭P金。減少棄電。在棄電開啟時(shí)刻，儲(chǔ)能裝置進(jìn)行充電。取代或延緩新建機(jī)組。降低或延緩對新建發(fā)電機(jī)組容量的需求。用戶側(cè)容量費(fèi)用管理。降低變壓器容量，自己的最高負(fù)荷。電能質(zhì)量。提高供電質(zhì)量和可靠性。電網(wǎng)側(cè)（替代性儲(chǔ)能，可納入輸配電價(jià)）無功支持。調(diào)整輸出的無功功率大小，進(jìn)而調(diào)節(jié)整條線路的電壓。緩解線路阻塞。在高負(fù)荷時(shí)段放電從而減少系統(tǒng)對輸電容量的需求。延緩輸配電擴(kuò)容升級。儲(chǔ)能安裝在需要升級的輸配電設(shè)備的下游位置來環(huán)節(jié)。變電站直流電源。變電站內(nèi)的儲(chǔ)能設(shè)備可用于開關(guān)元件、通信基站、控制設(shè)備的備用電源直接為直流負(fù)荷供電。一、12存在的問題348—8—容量補(bǔ)償機(jī)制政策不確定性強(qiáng)?！蛾P(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》（改辦運(yùn)行〔2022〕475號）給出了新型儲(chǔ)能獨(dú)立參與市場的政策鼓勵(lì)方向，但各地的落實(shí)情況還有待一、12存在的問題348—8—容量補(bǔ)償機(jī)制政策不確定性強(qiáng)?！蛾P(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》（改辦運(yùn)行〔2022〕475號）給出了新型儲(chǔ)能獨(dú)立參與市場的政策鼓勵(lì)方向，但各地的落實(shí)情況還有待觀察，在當(dāng)前經(jīng)濟(jì)形勢下，給予儲(chǔ)能容量電價(jià)可能造成終端電價(jià)的上漲，絕大部分地區(qū)不具備條件。各地火電深調(diào)和需求側(cè)潛力等還未充分挖掘，儲(chǔ)能容量補(bǔ)償具體施行還需權(quán)衡。峰谷套利存在峰谷差門檻，僅參與現(xiàn)貨市場盈利困難。2022年3月，山東省在國內(nèi)率先推動(dòng)四家獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與現(xiàn)貨交易，根據(jù)實(shí)際運(yùn)行情況，目前山東日前現(xiàn)貨交易價(jià)格的峰谷差約為0.5—0.6/kWh。若按照每天兩充兩放來測算，在峰谷差超過0.7元/kWh時(shí)（門檻值），儲(chǔ)能才能夠覆蓋自身成本，顯然僅參與電力現(xiàn)貨市場是不能盈利的。從代理購電工商業(yè)用戶電價(jià)表來看，河南等省份工商業(yè)峰谷價(jià)差也在門檻值附近徘徊，盈利空間并不明朗。輔助服務(wù)標(biāo)準(zhǔn)變動(dòng)頻率高，收益不確定性強(qiáng)。儲(chǔ)能參與調(diào)峰的收益主要來自于調(diào)峰補(bǔ)償，為應(yīng)對大規(guī)模儲(chǔ)能進(jìn)入市場的需求。由于補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)經(jīng)常修改，儲(chǔ)能能否從調(diào)峰服務(wù)中獲取持續(xù)穩(wěn)定的收入存在不確定性（新疆、東北補(bǔ)償范圍在0.4元—1元/kWh之間）。儲(chǔ)能調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性還有待儲(chǔ)能成本進(jìn)一步下降后才能逐步顯現(xiàn)。容量租賃處于有價(jià)無市狀態(tài)。目前僅滿足新能源開發(fā)企業(yè)“換指標(biāo)”的需求，新能源場站“變投為租”，儲(chǔ)常處于“有價(jià)無市”狀態(tài)，只能在發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部消化。9999三、儲(chǔ)能系統(tǒng)建設(shè)成本：包括電池成本、電池配套設(shè)備成本以及施工成本三部分組成。其中，電池成本主要包括電池材料成本、人工制造成本、環(huán)保成本等組成；設(shè)備成本主要包括電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲(chǔ)能逆變器（PCS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）、接入系統(tǒng)、測控系統(tǒng)和配電系統(tǒng)的采購成本；施工成本主要包括建筑工程費(fèi)、安裝工程費(fèi)和設(shè)計(jì)、監(jiān)理、調(diào)試、生產(chǎn)準(zhǔn)備等費(fèi)用。儲(chǔ)能運(yùn)行維護(hù)成本：為保障儲(chǔ)能系統(tǒng)在壽命期內(nèi)正常運(yùn)行而動(dòng)態(tài)投入的資金，儲(chǔ)能電站的運(yùn)維成本主要包括保障儲(chǔ)能電站在服役期間正常運(yùn)行需要投入的人工費(fèi)、維護(hù)保養(yǎng)費(fèi)以及部分儲(chǔ)能器件的重置費(fèi)用。儲(chǔ)能財(cái)務(wù)成本：為籌集資金而發(fā)生的籌資費(fèi)用，財(cái)務(wù)成本一般包括銀行貸款、發(fā)行債券等籌資措施產(chǎn)生的利息，三、儲(chǔ)能系統(tǒng)建設(shè)成本：包括電池成本、電池配套設(shè)備成本以及施工成本三部分組成。其中，電池成本主要包括電池材料成本、人工制造成本、環(huán)保成本等組成；設(shè)備成本主要包括電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲(chǔ)能逆變器（PCS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）、接入系統(tǒng)、測控系統(tǒng)和配電系統(tǒng)的采購成本；施工成本主要包括建筑工程費(fèi)、安裝工程費(fèi)和設(shè)計(jì)、監(jiān)理、調(diào)試、生產(chǎn)準(zhǔn)備等費(fèi)用。儲(chǔ)能運(yùn)行維護(hù)成本：為保障儲(chǔ)能系統(tǒng)在壽命期內(nèi)正常運(yùn)行而動(dòng)態(tài)投入的資金，儲(chǔ)能電站的運(yùn)維成本主要包括保障儲(chǔ)能電站在服役期間正常運(yùn)行需要投入的人工費(fèi)、維護(hù)保養(yǎng)費(fèi)以及部分儲(chǔ)能器件的重置費(fèi)用。儲(chǔ)能財(cái)務(wù)成本：為籌集資金而發(fā)生的籌資費(fèi)用，財(cái)務(wù)成本一般包括銀行貸款、發(fā)行債券等籌資措施產(chǎn)生的利息，本研究的財(cái)務(wù)成本主要考慮長期銀行貸款所產(chǎn)生的利息。???12%建設(shè)成本：建設(shè)成本約占總成本的比例為83%，其中，電池成本占儲(chǔ)能系統(tǒng)建設(shè)總成本的比例為50%、設(shè)備成本約占總成本的比例為16例為17%。運(yùn)維成本：運(yùn)維成本與儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的比值為5.55%。財(cái)務(wù)成本：儲(chǔ)能系統(tǒng)的財(cái)務(wù)成本與儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的比值達(dá)到15本的比例為12%。5%83%建設(shè)成本運(yùn)維成本財(cái)務(wù)成本10三、國內(nèi)儲(chǔ)能電站建設(shè)一般采取EPC工程總承包模式。儲(chǔ)能EPC工程平均承包費(fèi)用從20212021年1月份最低，為1.32元/瓦時(shí),相當(dāng)于投資1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能需要2640萬元。2022年3月份達(dá)到最高，為2元/瓦時(shí),相當(dāng)于投資1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能需要4000萬元。2022年3月份后呈下降趨勢，三、國內(nèi)儲(chǔ)能電站建設(shè)一般采取EPC工程總承包模式。儲(chǔ)能EPC工程平均承包費(fèi)用從20212021年1月份最低，為1.32元/瓦時(shí),相當(dāng)于投資1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能需要2640萬元。2022年3月份達(dá)到最高，為2元/瓦時(shí),相當(dāng)于投資1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能需要4000萬元。2022年3月份后呈下降趨勢，7月國內(nèi)儲(chǔ)能系統(tǒng)EPC均價(jià)1.436元/瓦時(shí)。儲(chǔ)能電池價(jià)格變化是儲(chǔ)能EPC工程承包費(fèi)用變化的主要原因。磷酸鐵鋰原材料變化是儲(chǔ)能電池價(jià)格變化變化的主要原因。正極磷酸鐵鋰原材料成本占比約為20%。磷酸鐵鋰原材料從年至今呈先上升后下降的趨勢，2021年1月份最低，為37983元/噸,2022年3月份達(dá)到最高，為159866元/噸,2022年7月份下降至155000元/噸。生產(chǎn)1GWh電池一般需要2200-2500噸磷酸鐵鋰，電池中磷酸鐵鋰原材料成本2021年1月份最低，為0.09元/瓦時(shí),2022年3月份達(dá)到最高，為0.4元/噸,上漲約4倍，2022年7月份下降至0.39元/噸。111三、全生命周期理論用來分析儲(chǔ)能在各個(gè)生命周期中的成本分布，分析儲(chǔ)能的成本構(gòu)成。技術(shù)經(jīng)濟(jì)理論用來測算儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性及相關(guān)指標(biāo)。平準(zhǔn)化成本理論用來計(jì)算考慮生命周期和時(shí)間價(jià)值的儲(chǔ)能度電成本。學(xué)習(xí)曲線理論用來預(yù)測儲(chǔ)能的成本下降趨勢。 儲(chǔ)能投資技術(shù)經(jīng)濟(jì)成本測算模型 儲(chǔ)能投資平準(zhǔn)化成本測算模型 儲(chǔ)能投資成本預(yù)測模型 費(fèi)用現(xiàn)值費(fèi)用年值INO&M??n1 tx nC1三、全生命周期理論用來分析儲(chǔ)能在各個(gè)生命周期中的成本分布，分析儲(chǔ)能的成本構(gòu)成。技術(shù)經(jīng)濟(jì)理論用來測算儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性及相關(guān)指標(biāo)。平準(zhǔn)化成本理論用來計(jì)算考慮生命周期和時(shí)間價(jià)值的儲(chǔ)能度電成本。學(xué)習(xí)曲線理論用來預(yù)測儲(chǔ)能的成本下降趨勢。 儲(chǔ)能投資技術(shù)經(jīng)濟(jì)成本測算模型 儲(chǔ)能投資平準(zhǔn)化成本測算模型 儲(chǔ)能投資成本預(yù)測模型 費(fèi)用現(xiàn)值費(fèi)用年值INO&M??n1 tx nCx,yCx,yt1i0n??=???(??,?0,??=0?????=???(??,?0,?(??0,??=0tt00LCOE=00NGCx,y, n 1in式中：tt00n為技術(shù)在基準(zhǔn)年的初始單位成本；xt為儲(chǔ)能技術(shù)1在t年的累計(jì)發(fā)展規(guī)模；x0為技術(shù)在基準(zhǔn)年的累計(jì)發(fā)展規(guī)模；α為累計(jì)產(chǎn)量彈性系數(shù)；yt為儲(chǔ)能技術(shù)在t年的累積研發(fā)投入；y0為技術(shù)在基準(zhǔn)年的累計(jì)研發(fā)投入；β為累計(jì)研發(fā)投入彈性系數(shù)式中：V表示項(xiàng)目殘值，i代表資金貼現(xiàn)率，I0表示儲(chǔ)能項(xiàng)目初始投資，包括建設(shè)費(fèi)用及設(shè)備相關(guān)購置費(fèi)用，O&Mn表示第n年的運(yùn)行及維護(hù)保險(xiǎn)費(fèi)用等，Gn為第n年儲(chǔ)能放電量。式中：PC為費(fèi)用現(xiàn)值；AC為費(fèi)用年值；???統(tǒng)項(xiàng)目壽命年限21313131314四、一電源側(cè)儲(chǔ)能投資收益模型 電源側(cè)儲(chǔ)能收益總體模型 cpp ctdqn1qn1p114四、一電源側(cè)儲(chǔ)能投資收益模型 電源側(cè)儲(chǔ)能收益總體模型 cpp ctdqn1qn1p111nfc yn 1 2式中：py代表運(yùn)維成本；t代表稅率；dn代表財(cái)務(wù)成本；pf代表用電電價(jià)，q代表儲(chǔ)能電池額定容量代表電池組的放電深度，δ代表電池容量年衰減系數(shù)；c代表年均充放電循環(huán)次數(shù)，pc代表充電電價(jià)。W1、W2分別表示電源側(cè)儲(chǔ)能參與調(diào)峰服務(wù)的收益和減少棄電獲得的收益 子模型1：電源側(cè)儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)收益模型 子模型2：電源側(cè)儲(chǔ)能減少棄電收益模型 TvNv W1VtW2PQccsubttt1i1bV儲(chǔ)能設(shè)備參cc為電源側(cè)儲(chǔ)能的減少棄i與調(diào)峰服務(wù)的補(bǔ)償價(jià)格；TV為參加調(diào)峰服務(wù)的時(shí)段，NV為參與調(diào)峰服務(wù)的設(shè)備總數(shù)tt電量電源側(cè)配置儲(chǔ)能收益主要來源于場的罰金與減少棄電收益。電源側(cè)配置儲(chǔ)能減少調(diào)峰分?jǐn)偟氖找?，是通過化得到。電源側(cè)配置儲(chǔ)能減少的棄電收益析新能源棄電時(shí)段與儲(chǔ)能裝置可以利用時(shí)段網(wǎng)電價(jià)售出帶來的收益。四、二用戶側(cè)儲(chǔ)能投資收益模型 用戶側(cè)儲(chǔ)能收益模型 p q)n1cp四、二用戶側(cè)儲(chǔ)能投資收益模型 用戶側(cè)儲(chǔ)能收益模型 p q)n1cpq)n1cnfc式中：p代表用電電價(jià)；代表儲(chǔ)能電池額定容量代表電池組的放電深度;δ代表電池容量年衰減系數(shù)；c代表年均充放電循環(huán)次數(shù)，pc代表充電電價(jià) 用戶側(cè)儲(chǔ)能充放電策略 根據(jù)河南分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分，設(shè)計(jì)“兩充兩放”的用戶側(cè)儲(chǔ)能充放電策略，在低谷時(shí)段0:00-8:00充電，在高峰時(shí)段8:00-12:00放電，在平時(shí)段12:00-18:00充電，在高峰時(shí)段18:00-22:00放電。15時(shí)段時(shí)長（小時(shí)）充放電策略電池電量充放電量谷：00:00-次日8:008充電90%1.6萬千瓦時(shí)峰：8:00-12:004放電10%1.44萬千瓦時(shí)平：12:00-18:006充電90%1.6萬千瓦時(shí)峰：18:00-22:004放電10%1.44萬千瓦時(shí)四、三獨(dú)立儲(chǔ)能投資收益 輔助服務(wù)市場收益 容量租賃收益四、三獨(dú)立儲(chǔ)能投資收益 輔助服務(wù)市場收益 容量租賃收益 16用容量、租賃周期等因素，交租賃價(jià)格《河南省“十四五”新型儲(chǔ)能實(shí)施方案》，2022年電化學(xué)共享儲(chǔ)能容量租賃參考價(jià)為每年200元/瓦時(shí)，新能源企業(yè)和共享儲(chǔ)能項(xiàng)目企業(yè)根據(jù)當(dāng)年租賃參考價(jià)簽訂10年以上長期租賃協(xié)議或合同。根據(jù)各地政府制定的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)算輔助服務(wù)市場收益。河南省發(fā)改委發(fā)布的《河南?。?022年8月21日），提出獨(dú)立儲(chǔ)能依照助服務(wù)交易價(jià)格補(bǔ)償價(jià)格報(bào)價(jià)上限為0.3元/千瓦時(shí)。17171717五、以河南某縣域儲(chǔ)能為例-項(xiàng)目介紹及成本計(jì)算 儲(chǔ)能成本項(xiàng)目現(xiàn)金流量表 成本及收益測算18儲(chǔ)能10MW/20MWh項(xiàng)目EPC工程平均承包費(fèi)2872萬元，期初自有資金投資574.4萬元，貸款2297.6萬元，每年支付貸款利息102萬元，項(xiàng)目運(yùn)營期結(jié)束歸還貸款本金，考慮每年運(yùn)維費(fèi)用34.5萬元，總成本為3966萬元。資內(nèi)部收益率6.5%作為標(biāo)準(zhǔn)，可得儲(chǔ)能項(xiàng)目在收回成本并獲得6.5%內(nèi)部收益率的情況下需得到4342萬元收益補(bǔ)償。貸款利息支出到期歸還貸款運(yùn)維費(fèi)用第1年五、以河南某縣域儲(chǔ)能為例-項(xiàng)目介紹及成本計(jì)算 儲(chǔ)能成本項(xiàng)目現(xiàn)金流量表 成本及收益測算18儲(chǔ)能10MW/20MWh項(xiàng)目EPC工程平均承包費(fèi)2872萬元，期初自有資金投資574.4萬元，貸款2297.6萬元，每年支付貸款利息102萬元，項(xiàng)目運(yùn)營期結(jié)束歸還貸款本金，考慮每年運(yùn)維費(fèi)用34.5萬元，總成本為3966萬元。資內(nèi)部收益率6.5%作為標(biāo)準(zhǔn)，可得儲(chǔ)能項(xiàng)目在收回成本并獲得6.5%內(nèi)部收益率的情況下需得到4342萬元收益補(bǔ)償。貸款利息支出到期歸還貸款運(yùn)維費(fèi)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合計(jì)574.4817.94562297.6276儲(chǔ)能10MW/20MWh典型儲(chǔ)能項(xiàng)目為例：項(xiàng)目總成本為3966萬元，考慮6.5%得4342萬元收益。五、電源側(cè)收益分析輔助服務(wù)收益減少棄電收益19考慮儲(chǔ)能全生命周期投資收益，使用生產(chǎn)模擬軟件測算2022-2029年風(fēng)電和光伏在剔除掉調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)段后的減少棄電收益，結(jié)果顯示：風(fēng)電配置1五、電源側(cè)收益分析輔助服務(wù)收益減少棄電收益19考慮儲(chǔ)能全生命周期投資收益，使用生產(chǎn)模擬軟件測算2022-2029年風(fēng)電和光伏在剔除掉調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)段后的減少棄電收益，結(jié)果顯示：風(fēng)電配置1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能減少調(diào)峰分?jǐn)傎M(fèi)用和減少棄電4002萬元，超出總成本0.91%；光伏配置1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能減少調(diào)峰分?jǐn)傎M(fèi)用和減少棄電帶來的收益累計(jì)加總為3060萬元，占總成本77.15%。按照煤電機(jī)組整體出力率降至50用生產(chǎn)模擬測算2022-2029年風(fēng)電和光伏減少的調(diào)峰分?jǐn)傎M(fèi)用，結(jié)果顯示：風(fēng)電配置1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能減少調(diào)峰分?jǐn)傎M(fèi)用3719萬元，占總成本94%；光伏配置1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能減少調(diào)峰分?jǐn)傎M(fèi)用2776萬元，占總成本70%。五、用戶側(cè)收益分析20用電分類電壓等級分時(shí)電度用電價(jià)格（元/千瓦時(shí)）總收益（萬元）收益/成本收益率高峰平段低谷工商業(yè)及其他用電變壓器容量315千伏安以下用電不滿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%變壓器容量315千伏安以上用電不滿1千伏1.0976040.7095990.3692444831.261.2212.17%1-10千伏1.0724840.6935990.3612444734.8551.19五、用戶側(cè)收益分析20用電分類電壓等級分時(shí)電度用電價(jià)格（元/千瓦時(shí)）總收益（萬元）收益/成本收益率高峰平段低谷工商業(yè)及其他用電變壓器容量315千伏安以下用電不滿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%變壓器容量315千伏安以上用電不滿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%從峰谷價(jià)差收益來看：以工商業(yè)變壓器容量在315千伏安以上、電壓等級為110千伏以上用戶為例，根據(jù)國網(wǎng)河南省電力公司代理購電工商業(yè)用戶電價(jià)表，1萬千瓦/2萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能一天節(jié)約購電成本收益為1.34萬元。從需求側(cè)響應(yīng)收益看：用戶側(cè)儲(chǔ)能參與需求響應(yīng)每年可獲得補(bǔ)償金額94.5萬元。總體來看：投資周期內(nèi)用戶