【工商业储能】工商业储能峰谷套利模型.xlsx

工商业储能峰谷套利模型（以湖北省最新 220 千伏以上工商业电价计算） 参数 储能电池系统成本（元/kWh） 1200 储能电站成本(含土建成本及功率转换成本)（元 /kWh） 储能功率 (MW) 9 储能时间（h） 2 峰谷价差 1（元/kWh） 0.57 峰谷价差 2（元/kWh） 0.48 放电深度（%） 75% 系统能量效率 88% 循环寿命（次） 10000 储能单日充放电次数（天） 2 年折现率/资金成本（%） 5% 前 30%生命周期容量保持率 88% 30%-60%生命周期容量保持率 78% 60%-100%生命周期容量保持率 75% 输出结果 储能生命周期（天） 5000 每日收益（万元） 1.250 日折现率（%） 0.0144% 初始投资成本（万元) 3600 IRR 3.9% 基于储能电站成本(含土建成本及功率转换成本)及平均峰谷价差两个变量进行敏感 性分析；我们发现，以内部回报率 9%为经济性边界，当前储能电站成本水平下（2000 元 /kWh），平均峰谷价差在 0.682 元以上时，配备储能初具经济性；当电站成本下降 15%， 来到 1700 元/kWh 时，峰谷电价差只需要达到 0.582 元，内部回报率便可以超过 9%。 峰谷套利经济性模型接近经济性拐点。我们梳理了已公布新电价政策省份的工商业 平均峰谷电价差（220 千伏及以上，按两冲两放计算），发现山东省最高，配合 3 分钱的 电储能低谷电价补贴，价差达到 0.65 元/kWh，其余省平均价差仍在 0.60 元/kWh 以下。 若山东省工商业配备电储能，则储能电站成本在 1900 元/kWh 左右时（较当前约下降 5%）， 即可达到 经济型门槛。未来随各省进一步放开电价市场化，拉大峰谷电价差，我们认为越 来越多省份工商业的峰谷价差可以越过商业性门槛，为配备储能提供实质性的经济动力 分时电价机制完善，用户侧储能市场化有望超预期。2021 年 7 月 29 日，发改委发布 关于进一步完善分时电价机制的通知，通知要求：1）完善峰谷电价机制，合理确定峰谷 电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 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。2）建立尖峰电价机制。各地结合实际情况在峰 谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。3）强化分时电价机制执行，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等 方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。结合 之前的敏感性分析表，假设 4：1 峰谷电价价差与尖峰电价机制实现的情况下，我们认为 0.6 元平均峰谷价差在大部分地区是容易实现的（0.25 元谷时电价*3），如前文所述，用户 侧储能有望成为最先实现市场化的应用。 用户侧储能系统亦可通过参与电网需求响应，获得额外收益。需求响应是指通过市 场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户主动改变原有电力消费模式的市 场参与行为，以促进电力供需平衡。截至 2020 年底，全国范围内共有九个省市开展了电 力需求响应工作。以 2021 年 2 月天津市工信局发布的《关于开展 2021 年度电力需求响 应工作的通知》为例，电力需求响应类型分为“削峰需求响应”和“填谷需求响应”。其 中参与填谷需求响应要求电力用户、负荷集成商的响应能力不低于 500 千瓦；参与削峰需求响应的响应 能力不低于 500 千瓦。居民侧电动汽车用户暂无需满足响应容量要求， 由负荷集成商代理以集中形式参与。填谷需求响应固定补贴 1.2 元/kWh、竞价补贴 1.2-2 元/kWh，削 峰需求响应一般采用固定补贴价格模式。 储能峰谷 套利内部 回报率（ IRR）敏 感性分析 （单位： 元/kWh） 峰谷价差套利是用户侧储能的主要商业模式，通过低谷充电、高峰放电，时移电力需求实现电费节省。近期 各省陆续调整 2020-2022 年输配电价和销售电价，部分省份提出拉大峰谷电价差，并鼓励储能应用。以湖 北省发展改革委印发的《关于湖北电网 2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》为例，峰谷电价 分为尖峰、高峰、平谷和低谷四段，根据单日电价走势，可以实现两充两放模式运行。两个峰谷价差分别为 0.568 元/kWh 和 0.484 元/kWh，平均价差为 0.526 元/kWh。我们假设磷酸铁锂电池储能功率为 9MW， 时长 2h，系统能量效率 88%，放电深度 75%（BNEF 数据），循环寿命 10000 次（派能科技招股说明书资 料），生命周期容量保持率分别为 88%、78%和 75%，此时独立储能项目初始投资成本为 3600 万元，IRR=3.9%，暂时无法达到电网类投资项目的 IRR 要求（通常为 9%）。 峰谷价差套利是用户侧储能的主要商业模式，通过低谷充电、高峰放电，时移电力需求实现电费节省。近期 各省陆续调整 2020-2022 年输配电价和销售电价，部分省份提出拉大峰谷电价差，并鼓励储能应用。以湖 北省发展改革委印发的《关于湖北电网 2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》为例，峰谷电价 分为尖峰、高峰、平谷和低谷四段，根据单日电价走势，可以实现两充两放模式运行。两个峰谷价差分别为 0.568 元/kWh 和 0.484 元/kWh，平均价差为 0.526 元/kWh。我们假设磷酸铁锂电池储能功率为 9MW， 时长 2h，系统能量效率 88%，放电深度 75%（BNEF 数据），循环寿命 10000 次（派能科技招股说明书资 料），生命周期容量保持率分别为 88%、78%和 75%，此时独立储能项目初始投资成本为 3600 万元，IRR=3.9%，暂时无法达到电网类投资项目的 IRR 要求（通常为 9%）。