文档介绍：2022年储能行业之电化学储能分析

“双碳”目标推动电力系统转型。2022 年 4 月，国家发改委发布文章《完善储能成本补偿电价格、输配电价、政府性基金及附加分别为、、元/kWh，输配电价及政府性基金占用电价格比例为 %。若储能充电需支付这两部分费用，将大幅提高充电成本，因此这一规定将明确储能项目边界条件，保障储能合理收益，提高储能投资意愿。
：最重要的电力辅助服务，初步具备经济性

调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。当出力曲线不易控制的新能源并网比例逐渐增加，调峰的重要性日益凸显。可以看到，调峰的目的和电力交易、峰谷价差相同，都是为了保持电网两侧电能的实时平衡。但当市场化手段不足以解决发电侧和负荷侧电能不平衡问题时，就需要电网调度可调节机组进行调峰。参与调峰的机组一般是火电、核电、抽水蓄能、新型储能等可调节电源。
有偿调峰分为深度调峰和启停调峰。深度调峰指机组接受电网调度指令，将有功出力减小到额定容量的一定比率以下，对火电来说一般降低到 40-50%可以达到补偿标准，对储能来说一般接受电网指令进入充电状态即可得到补偿。启停调峰指机组因系统调峰需要而停运，且在 72 小时内再次启动本机组或同一电厂内其他机组的调峰方式。无论哪种调峰方式，只有接到和执行电网指令的部分才能得到补偿，电站自主行为没有补偿。我们重点关注调用更频繁普遍的深度调峰。
参考陕西和宁夏调峰市场运行情况，调峰费用已占电费一定比例。根据西北能监局数据，2021 年全年陕西省内调峰电量亿 kWh，调峰补偿亿元，调峰均价为元/kWh；宁夏省内调峰电量亿 kWh，调峰补偿亿元，调峰均价为元/kWh。2021 年两省发电量分别为 2615 和 2007 亿 kWh，按燃煤标杆电价陕西元/kWh、宁夏元/kWh 计算，调峰费用分别占两省上网电费的 %和 %。随着新能源并网比例的提升，调峰电量和费用规模有望进一步增长。
从定价机制划分，调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。我国早期主要对辅助服务进行固定补偿， 2015 年至今开启对辅助服务市场化的探索。市场化调峰流程主要为：服务提供方在日前申报调峰价格和电量，调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格（即最后一名中标者申报的价格），所有中标者均以出清价格结算。调峰当日，服务提供方执行调度指令并最终获得补偿。
目前各地多采用市场化补偿，最高固定补偿金额达元/kWh。国网区域主要采取市场化补偿模式，收益不确定性较强；南网区域采用固定补偿模式。大多数地区都对储能设臵准入门槛，小规模储能可采用聚合形式参与市场。目前政策下，针对储能固定补偿较高的地区为广东（元/kWh）、云南（元/kWh），执行市场化模式报价上限较高的地区为福建（1 元/kWh）、宁夏（元/kWh）、华北区域（元/kWh）等。

我们对储能参与调峰收益进行测算，主要假设如下：（1）参考近期储能招标价格，假设储能项目造价为元/Wh，其中电芯价格为元/Wh，按 10 年折旧；储能系统其他设备、其他电气设备和土建 1 元/Wh，按 20 年折旧；（2）参考宁德时代等电池厂商产品性能，假设储能电池循环次数 5000 次，EOL 为 80%，线性衰减，参考阳光工匠光伏网数据，假设系统充放电深度为 93%、能量转换效率为 88%；（3）假设调峰补偿为元/kWh，每年调用 500 次；（4）假设储能需承担充放电电量损耗，电价按全国燃煤标杆平均元/kWh 结算；（5）运维费用参考风电运维招标价格，为每年元/Wh；（6）享受所得税“三免三减半”政策。
电化学储能调峰初步具备经济性。在年调用 500 次、补偿标准元 /kWh、电池寿命 5000 次的假设下，储能项目 IRR 为 %，具备一定经济性。根据敏感性分析结果，调峰价格在元/kWh 以上时收益率情况较好。我们对储能项目 IRR 和项目造价、调峰价格之间的关系进行敏感性分析，当调峰价格达到元/kWh 以上时，项目造价在 - 元/Wh 的