电化学储能行业商业模式及经济性分析(2021年)课件.pptx
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- 电化学 行业 商业模式 经济 分析 2021 课件
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1、目录目录商业模式逐渐清晰,经济性拐点打响装机发令枪商业模式逐渐清晰,经济性拐点打响装机发令枪1 储能可用于电力系统全环节,备电时长差异导致统一口径的成本评价较为困难2 用电侧:度电成本约 0.51 元/KWH,工商业/大工业场景具备套利空间3 输配电侧:里程成本约 3.93 元/MW,电力辅助服务市场具备盈利空间4 发电侧:强制性配套政策叠加经济性拐点,新能源侧储能装机持续高增5 电力市场改革加速,储能真实价值有望体现1目录商业模式逐渐清晰,经济性拐点打响装机发令枪1商业模式逐渐清晰,经济性拐点打响装机发令枪商业模式逐渐清晰,经济性拐点打响装机发令枪1 储能可用于电力系统全环节,备电时长差异导
2、致统一口径的储能可用于电力系统全环节,备电时长差异导致统一口径的成成 本评本评价价较为困难较为困难储能储能可可应用应用于于电电力力系统系统发电发电侧、侧、输输配电配电侧侧、用用电侧电侧全环全环节节。电力系统一般分为发电侧、输配电侧和用电侧,储能在三个环节均有应用。在发电侧,储能主要用于电力调峰、辅助动态 运行、系统调频、可再生能源并网等;在输配电侧,储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电 设备扩容升级等;在用电侧,储能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。表表15:电电力系统力系统储储能主能主要要用途用途应用场景应用场景主要用途主要用途具体说明具体说明电力调峰通过
3、储能的方式实现用电负荷的削峰填谷,即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电,在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。辅助动态运行以储能+传统机组联合运行的方式,提供辅助动态运行、提高传统机组运行效率、延缓新建机组的功效。发电侧系统调频频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响,因此频率调节至关重要。储能(特别是电化学储能)调频速度快,可以灵活地在充放电状态之间转 换,因而成为优质的调频资源。备用容量备用容量是指在满足预计负荷需求以外,针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。集中式可再生 能源并网(1)平滑可再生能源发电出力。通过在风、光电站配置储能,基于电站出
4、力预测和储能充放电调度,对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控 制,满足并网要求。(2)减少弃风弃光。将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移 至其他时段进行并网,提高可再生能源利用率。2输配电侧缓解电网阻塞将储能系统安装在线路上游,当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能 设备中,等到线路负荷小于线路容量时,储能系统再向线路放电。延缓输配电设备扩容升级在负荷接近设备容量的输配电系统内,可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力,从而延缓新建输配电设施,降低成本。用电侧电力自发自用对于安装光伏的家庭和工商业用户,考虑到光伏在白天发电,而用户一般在夜间负荷较高,
5、通过配置储能可以更好地利用光伏电力,提高自发自用水平,降低用电成 本。峰谷价差套利在实施峰谷电价的电力市场中,通过低电价时给储能系统充电,高电价时储能系统放电,实现峰谷电价差套利,降低用电成本。容量费用管理工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能,在高峰负荷时放电,从而降低整体负荷,达到降低容量电费的目的。提升供电可靠性发生停电故障时,储能能够将储备的能量供应给终端用户,避免了故障修复过程中的电能中断,以保证供电可靠性。容量单位与功率单位的不统一,使得单位成本对备电时长非常敏感,统一口径的成本评容量单位与功率单位的不统一,使得单位成本对备电时长非常敏感,统一口径的成本评 价较为困难。价较为困难
6、。在传统发电技术及电气部件中,我们通常采用功率单位(如 MW)来表征系统 的大小,但在储能系统中,主要采用容量单位(如 MWh)来表征系统的大小。这种差异直接 导致了储能系统的单位成本对备电时长非常敏感,因为电池一般采用容量单位,即单位容量的商业模式逐渐清晰,经济性拐点打响装机发令枪储能可应用于电力系电池成本不变;而其他成本采用功率单位,因此储能系统总容量越大,分摊至单位容量的其他 成本就越低。根据美国可再生能源国家实验室(NREL),同样为 60MW 的储能系统,备电时 长 0.5 小时与 4 小时的系统单位成本相差 1.4 倍。因此,由于不同项目的备电时长差异,市场 上暂时没有统一口径的成
7、本评价方式。图图20:不不同容量同容量 60MW 储能储能系统成本系统成本对对比(美比(美元元/kWh)2 用用电侧:度电成本约电侧:度电成本约 0.51 元元/kWh,工商业,工商业/大工业场景具大工业场景具备备套套利利 空间空间两充两两充两放放通常通常为为工商工商业业/大大工业套工业套利利场景场景的的运行运行策策略,略,一一般般配配置置时长时长约约 3 小小时。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
8、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。图图21:部部分省份分省份 1-10kV 大工大工业业用用电电峰峰谷时段谷时段(元元/kWh)3电池成本不变;而其他成本采用功率单位,因此储能系统总容量越大全国工全国工商商业、业、大大工业工业峰峰谷谷价价差中位差中位数数分别分别约约 0.49、0.54 元元/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
9、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。表表16:全全国各省国各省市市工商工商业业及其及其他他峰谷峰谷电电价汇总价汇总表表(元元/kWh)不满不满 1kV1-10kV35kV省市省市峰峰平平谷谷价差价差加权加权峰峰平
10、平谷谷价差价差加权加权峰峰平平谷谷价差价差加权加权北京1.29300.76730.29390.99910.76241.27100.75230.28490.98610.75241.25600.73730.26990.98610.7524江苏1.11410.66640.29870.81540.63161.07240.64140.29040.78200.60651.03070.61640.28210.74860.5815上海(两部制,夏季)0.94000.59100.21800.72200.53550.91600.56700.21300.70300.52600.89100.54200.20800.6
11、8300.5160上海(两部制,非夏季)0.91200.56200.27000.64200.49600.88800.53800.26600.62200.48600.86400.51300.26100.60300.4770山东(单一制)0.92030.62260.32490.59540.44660.89980.60890.31800.58180.43640.89710.59510.31110.58600.4440山东(两部制)-0.89480.60620.31770.57710.43290.86630.58720.30820.55810.4186甘肃0.89500.60430.31360.581
12、40.43610.88000.59430.30860.57140.42860.86500.58430.30360.56140.4211天津1.04360.67680.39230.65130.50910.94410.65860.38910.55500.42030.88220.60420.34020.54200.4100安徽(单一制)0.93890.61980.37160.56730.44320.91580.60480.36290.55290.43200.89270.58980.35420.53850.4207安徽(两部制)-0.90780.59960.35990.54790.42810.8693
13、0.57460.34540.52390.4093陕西0.84790.58070.31350.53440.40080.81790.56070.30350.51440.38580.78790.54070.29350.49440.3708浙江(非 7、8 月)0.9014-0.37840.52300.52300.8556-0.35360.50200.50200.8373-0.33430.50300.5030云南0.73820.41010.24610.49210.41010.72020.40010.24010.48010.40010.70220.39010.23410.46810.3901山西0.76
14、670.53090.31160.45510.34550.73670.51090.30090.43580.33080.71420.49590.29290.42130.3198上海(单一制,非夏季)0.8250-0.39600.42900.42900.8010-0.37100.43000.43000.7760-0.34700.42900.4290上海(单一制,夏季)0.8530-0.42300.43000.43000.8280-0.39900.42900.42900.8040-0.37500.42900.4290河北(单一制)0.78050.56440.34830.43220.32420.7595
15、0.54940.33930.42020.31520.74550.53940.33330.41220.3092河北(两部制)-0.77840.56290.34740.43100.32330.75740.54790.33840.41900.3143冀北(单一制)0.73830.53420.33010.40820.30620.71730.51920.32110.39620.29720.70330.50920.31510.38820.2912冀北(两部制)-0.73700.53330.32960.40740.30560.71600.51830.32060.39540.2966青海(100kVA 及以上
16、)0.59670.37440.15210.44460.33350.58860.36940.15020.43840.32880.58040.36440.14840.43200.3240青海(100kV 以下)0.63480.43040.22600.40880.30660.62730.42540.22350.40380.30290.61980.42040.22100.39880.2991宁夏(单一制)0.67510.48830.30150.37360.28020.64710.46830.28950.35760.26820.61910.44830.27750.34160.2562宁夏(两部制)-0.
17、54430.39490.24550.29880.22410.52330.37990.23650.28680.2151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。表表17:全全国各省国各省市市大工大工业业峰谷峰谷电电价汇价汇总总表(表(元元/kWh)不满不满 1kV1-10kV35kV省市省市峰峰平平谷谷价差价差加权加权峰峰平平谷谷价差价差加权加权峰峰平平谷谷价差价差加权加权上海(两部制,夏季)1.06200.71600.23200.83000.58801.05500.66600.22900.82600.60751.03300.6390
18、0.22400.80900.6015上海(两部制,非夏季)1.02000.67400.29700.72300.53451.01300.62400.29400.71900.55400.99100.59700.28900.70200.5480江苏1.03470.60680.25890.77580.60190.99970.58180.24390.75580.58690.96470.55680.22890.73580.5719浙江(非 7、8 月)0.8529-0.35390.49900.49900.8179-0.32990.48800.48800.7909-0.31190.47900.4790北京0
19、.94400.63460.33420.60980.45960.91600.61460.32220.59380.44760.89100.59460.30720.58380.44014全国工商业、大工业峰谷价差中位数分别约 0.4 9、0.5 4 5陕西0.79760.50720.21680.58080.43560.76500.48720.20940.55560.41670.73240.4672 0.20200.53040.3978云南0.78340.43520.26110.52230.43530.74200.41220.24730.49470.41230.66170.3496 0.20980.4
20、5190.3820天津0.93590.65040.38090.55500.42030.89840.62040.35640.54200.41000.87840.6004 0.33640.54200.4100新疆0.62000.37800.13600.48400.36300.58400.35600.12800.45600.34200.55050.3360 0.12150.42900.3218山西0.73030.50300.29160.43870.33300.68530.47300.27550.40980.31110.64780.4480 0.26220.38560.2927青海0.57030.35
21、820.14610.42420.31820.55400.34820.14240.41160.30870.53770.3382 0.13870.39900.2993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。储能度储能度电电成本成本(LCOS)约约为为 0.51 元元/kWh,在全国在全国多多数发达数发达省省份已份已基基本具本具备备套套利利空间空间。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,
22、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。测算核测算核心心假设假设:(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
23、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
24、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。5 陕西0.7 9 7 6 0.5 0 7 2 0.2 1 6 8 0.5 8 0 8 0.46表表18:储储能度电能度电成成本本(LCOS)测算测算假假设参数表设参数表参数参数数值数值参数参数数值数值初始全投资成本(元/Wh)1.73系统功率
25、(MW)15储能系统成本(元/Wh)1.50系统容量(MWh)45功率转换成本(元/Wh)0.35放电深度 DoD90%土建成本(元/Wh)0.20系统效率88%其他成本(元/Wh)0.15循环寿命(次)5000运维成本(元/Wh)0.01单次循环衰减率0.005%储能系统残值率5%寿命终止容量(%)70%功率转换残值率5%日均循环次数2土建残值率65%年均工作时长(日)350建设期(年)1系统寿命(年)7运营期(年)7贴现率8%税率25%表表19:储能度电成本(储能度电成本(LCOS)测算过程)测算过程第第 0 年年第第 1 年年第第 2 年年第第 3 年年第第 4 年年第第 5 年年第第
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