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点击上图二维码， 查看更多光储课程详情☝ 报名电话：15995027646（丁一老师） 两充两放通常为工商业/大工业套利场景的运行策略，一般配置时长约3 小时。 不同地区的峰谷时段差异较大，一般情况下划分为5-6 个时段，其中2 个高峰，2-3 个平段，1个低谷。高峰一般持续时长约2-3 小时，2 个高峰间夹杂一个2-3 小时的平段。综合来看，一般工商业及大工业储能的运行策略为两充两放，其中一充一放在低谷高峰，一充一放在平段高峰；不同地区峰谷时段不同，一般考虑配置时长3 小时。  全国工商业、大工业峰谷价差中位数分别约0.49、0.54 元/kWh。当前我国用户侧（主要是工商业用户）主要利用储能进行峰谷价差套利和容量费用管理。根据北极星售电网，近期各地陆续明确2021 年销售电价，截止2020 年12 月底已有26 个地区发布新版销售电价表，其中15 个地区制定了峰谷分时电价，工商业及其他峰谷价差平均值约0.51-0.55 元/kWh，中位值约0.48-0.52 元/kWh，其中北京是峰谷价差最大的地区，达到0.99-1.00 元/kWh；大工业峰谷价差平均值约0.55-0.59 元/kWh，中位值约0.53-0.56 元/kWh，其中上海是峰谷价差最大的地区，夏季达到0.81-0.83 元/kWh。对比上一轮销售电价，江苏、浙江、安徽峰谷价差拉大约2 分钱。  注：表中峰指高峰，有尖峰的城市仅取高峰值；加权指假设储能两充两放（一谷一峰，一平一峰）策略下的加权价差。   注：表中峰指高峰，有尖峰的城市仅取高峰值；加权指假设储能两充两放（一谷一峰，一平一峰）策略下的加权价差。 储能度电成本（LCOS）约为0.51 元/kWh，在全国多数发达省份已基本具备套利空间。 储能度电成本（LCOS）为国际通用的成本评价指标。基于储能全生命周期建模的储能平准化成本LCOS（Levelized Cost of Storage）是目前国际上通用的储能成本评价指标，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。根据我们的测算，目前储能度电成本约为0.51 元/kWh。在北京、上海、江苏、浙江、天津等发达省份已具备套利空间，目前广东还未发布新版的销售电价表，但参考上轮峰谷电价，也具备套利空间。此外，我们在测算时没有考虑部分省份的尖峰价格，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。 （1）参考知网多篇文献、行业协会及部分上市公司数据，由于目前尚没有行业标准及规范，市场上产品性能参数和单位价格差异较大，综合多方信息，假设磷酸铁锂电池储能系统成本为1.50 元/Wh。 （2）容量型和功率型储能电站的功率转换成本差异较大，考虑到用户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由于目前储能项目的其他成本核算缺乏规范性，不同项目差异较大。未来随着储能项目实施标准的规范化，这部分成本将显著降低。 （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储能系统投资成本的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，假设储能系统残值为5%。 （6）目前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。假设储能系统每年运行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%。 （7）其他参数详见下表。   电力辅助服务市场建设提速，19 省将电储能纳入交易体系。 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，各省份正在加快构建电力辅助服务市场体系。根据中国储能网报道，目前全国范围内除东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8 个电力辅助服务市场改革试点之外，还有河南、安徽、江苏、四川、青海、湖北、湖南、贵州、广西、重庆、蒙西电网、河北南部电网、京津唐电网公布了电力辅助服务市场运营和交易规则。2020 年以来，全国各省份至少出台23 份相关政策文件，列举了与储能参与电力辅助服务市场的相关条款。截至目前，已有19 个省份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。   多个省份参与调峰服务已具备盈利空间。 据北极星储能网统计，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。根据我们在前文的测算，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。 储能是一种优质的调频资源，里程成本是评价储能电站参与调频经济性的重要指标。 储能单位功率的调节效率较高，具有快速和精确的响应能力，根据中国电力科学研究院，储能对水电机组、燃气机组、燃煤机组的替代效果分别达到1.67 倍、2.5 倍、25 倍。根据知网文献，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。  储能里程成本约为3.93 元/MW，多个省份参与调频服务已具备盈利空间。 根据我们的测算，目前储能里程成本约为3.93 元/MW。考虑到储能调频效率、响应调频时间远优于其他类型机组，补偿系数也应高于其他类型机组。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）参考知网多篇文献、行业协会及部分上市公司数据，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）功率型调频储能电站工况复杂，安全维护任务重，假设每年运维成本占储能系统投资成本的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，参考行业新闻报道，假设系统寿命为5 年。 （4）其他参数详见下表。  火储联合调频项目IRR 约8.8%，回收期约8 年。 在之前测算的假设条件下，同时考虑火电站每年100 万保底费用以及50%的收益分成，预计火储联合调频项目IRR 约8.8%，回收期约8 年，已具备较好的经济性。 END. 来源：摘自民生证券 |
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