电化学储能商业模式及经济性分析.pdf

电化学储能商业模式及经济性分析

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