中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：1.電化學(xué)儲(chǔ)能是新型電力系統(tǒng)建設(shè)不可或缺的環(huán)節(jié)
1.1.新能源大規(guī)模并網(wǎng)對(duì)電網(wǎng)運(yùn)行效率和安全性造成沖擊
“雙碳”目標(biāo)推動(dòng)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型。2022 年 4月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布文章 《完善儲(chǔ)能成本補(bǔ)償機(jī)制，助力構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)》， 提出在“雙碳”目標(biāo)背景下，我國(guó)電力系統(tǒng)將向以新能源為主體的新型電 力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，儲(chǔ)能作為靈活調(diào)節(jié)電源在新型電力系統(tǒng)中承擔(dān)重任。 新能源裝機(jī)及發(fā)電量比例不斷上升。截至 2021 年，我國(guó)風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模 328.48GW，光伏裝機(jī)規(guī)模 306.56GW。2021 年風(fēng)電發(fā)電量為 6556 億 千瓦時(shí)，占比 7.83%，太陽能發(fā)電量 3270 億千瓦時(shí)，占比 3.91%，發(fā) 電量合計(jì)占比 11.74%，較 2016 年的 5.10%提升 6.64pct。
新能源大規(guī)模并網(wǎng)帶來電網(wǎng)效率安全問題。電是一種不易儲(chǔ)存的能量， 在不配臵儲(chǔ)能的前提下，發(fā)電側(cè)的發(fā)電量和負(fù)荷側(cè)的用電量必須相等。 由于負(fù)荷側(cè)相對(duì)更分散、不受控制的程度更高，往往通過控制發(fā)電側(cè)的 出力曲線來配合負(fù)荷側(cè)的用電需求，以達(dá)成電網(wǎng)的實(shí)時(shí)平衡。我國(guó)主力 電源為火電，可以通過控制燃料投放來控制出力，而風(fēng)電、光伏發(fā)電出力由自然資源決定，人為干預(yù)作用小，且風(fēng)光資源日前預(yù)測(cè)精度相對(duì)低。
風(fēng)電出力存在反調(diào)峰特性，配臵可調(diào)節(jié)電源勢(shì)在必行。根據(jù)山西省大風(fēng)季典型風(fēng)電出力曲線和負(fù)荷曲線可見，風(fēng)電出力和負(fù)荷二者具有較大 差異，風(fēng)電在 21 時(shí)至次日 5 時(shí)出力處于相對(duì)高位，而此時(shí)用電負(fù)荷卻是一天中的最低位。光伏出力曲線和負(fù)荷曲線相對(duì)更適配，白天為曲線 高位，但以湖北省為例，20 時(shí)至 23 時(shí)負(fù)荷仍處于相對(duì)高位，而此時(shí)光伏出力為 0。因此當(dāng)新能源發(fā)電量占比達(dá)到一定程度，電源和負(fù)荷的曲線差異將對(duì)電網(wǎng)的運(yùn)行效率和安全造成沖擊，或?qū)е麓罅織夛L(fēng)棄光現(xiàn)象。
1.2.電化學(xué)儲(chǔ)能具備獨(dú)特優(yōu)勢(shì)
新能源配儲(chǔ)是我國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能第一大應(yīng)用。2021年起，各省密集發(fā)布 新能源項(xiàng)目配套儲(chǔ)能政策，配臵比例主要在 10%-20%區(qū)間，配臵時(shí)長(zhǎng) 1-2 小時(shí)，推動(dòng)我國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能高速增長(zhǎng)。根據(jù)《2022 儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究 報(bào)告》，2021年我國(guó)新能源配儲(chǔ)占電化學(xué)儲(chǔ)能應(yīng)用的 45.40%，我國(guó)電 化學(xué)儲(chǔ)能主要應(yīng)用在電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)來支持風(fēng)光新能源消納和新型電力 系統(tǒng)建設(shè)。（報(bào)告來源：未來智庫(kù)）
相比抽水蓄能，電化學(xué)儲(chǔ)能更加靈活。2021 年中國(guó)抽水蓄能裝機(jī)功率 38GW，占比全部?jī)?chǔ)能的 86.52%，電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)功率 5GW，占比 11.78%，抽水蓄能是我國(guó)存量?jī)?chǔ)能的主要形式。2021 年中國(guó)新增抽水 蓄能裝機(jī) 5GW，占比 71.14%，電化學(xué)儲(chǔ)能新增 2GW，占比 24.94%， 電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)增速超過抽水蓄能。抽水蓄能需要尋找合適地形及水域， 同時(shí)可能涉及搬遷移民問題，外部限制因素較多，建設(shè)期通常長(zhǎng)達(dá)數(shù)年。 我國(guó)水電資源主要集中在南方地區(qū)尤其是西南地區(qū)，西北等地區(qū)缺發(fā)建 設(shè)大型抽蓄配套新能源的條件。而電化學(xué)儲(chǔ)能則對(duì)外界條件要求不高， 建設(shè)期較短，單體投資小，因而成為新能源配儲(chǔ)的普遍選擇。
1.3.獨(dú)立儲(chǔ)能商業(yè)模式日漸明晰
完善儲(chǔ)能市場(chǎng)機(jī)制，保障儲(chǔ)能合理收益。2022 年 6 月 7 日，國(guó)家發(fā)改 委辦公廳、國(guó)家能源局綜合司公開發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與 電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》（下簡(jiǎn)稱“《通知》”），在《國(guó)家發(fā)展改革 委、國(guó)家能源局關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》的基礎(chǔ)上，提出建立完善適應(yīng)儲(chǔ)能參與的市場(chǎng)機(jī)制，鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能自主選擇參與電力 市場(chǎng)，堅(jiān)持以市場(chǎng)化方式形成價(jià)格，持續(xù)完善調(diào)度運(yùn)行機(jī)制，發(fā)揮儲(chǔ)能技術(shù)優(yōu)勢(shì)，提升儲(chǔ)能總體利用水平，保障儲(chǔ)能合理收益，促進(jìn)行業(yè)健康 發(fā)展的總體要求。
從《通知》看電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)未來重點(diǎn)推進(jìn)的儲(chǔ)能商業(yè)模式： 電源側(cè)儲(chǔ)能，目前以風(fēng)光新能源配建為主，1）可轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能；2） 可與所配建的電源視為一個(gè)整體；3）同一儲(chǔ)能主體可以按照部分容量 獨(dú)立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時(shí)參與電力市場(chǎng)。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能主要通過 兩種途徑獲得收益，1）參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)，通過電力交易發(fā) 揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用；2）提供電力輔助服務(wù)。用戶側(cè)儲(chǔ)能主要 是通過峰谷價(jià)差獲取收益。本報(bào)告將重點(diǎn)討論電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能提供電力輔助 服務(wù)的收益。
加快推動(dòng)儲(chǔ)能配合電網(wǎng)調(diào)峰，明確儲(chǔ)能充電不計(jì)輸配電價(jià)。此前，關(guān) 于儲(chǔ)能充電是否需承擔(dān)輸配電價(jià)等費(fèi)用，各地沒有明確統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)。 《通知》特別指出，獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承 擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，這一規(guī)定將大幅降低儲(chǔ)能充電成本。 我們統(tǒng)計(jì)了部分省份 2022 年 6 月代理購(gòu)電的用電價(jià)格，輸配電價(jià)和政 府性基金及附加合計(jì)占用電價(jià)格的比例超過 30%，以江蘇省為例，代 理購(gòu)電價(jià)格、輸配電價(jià)、政府性基金及附加分別為 0.4594、0.2110、 0.0294 元/kWh，輸配電價(jià)及政府性基金占用電價(jià)格比例為 34.35%。 若儲(chǔ)能充電需支付這兩部分費(fèi)用，將大幅提高充電成本，因此這一規(guī)定 將明確儲(chǔ)能項(xiàng)目邊界條件，保障儲(chǔ)能合理收益，提高儲(chǔ)能投資意愿。
2.儲(chǔ)能調(diào)峰：最重要的電力輔助服務(wù)，初步具備經(jīng)濟(jì)性
2.1.調(diào)峰輔助服務(wù)補(bǔ)償
調(diào)峰是指為跟蹤系統(tǒng)負(fù)荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網(wǎng)主體 根據(jù)調(diào)度指令進(jìn)行的發(fā)用電功率調(diào)整或設(shè)備啟停所提供的服務(wù)。當(dāng)出力 曲線不易控制的新能源并網(wǎng)比例逐漸增加，調(diào)峰的重要性日益凸顯?？?以看到，調(diào)峰的目的和電力交易、峰谷價(jià)差相同，都是為了保持電網(wǎng)兩 側(cè)電能的實(shí)時(shí)平衡。但當(dāng)市場(chǎng)化手段不足以解決發(fā)電側(cè)和負(fù)荷側(cè)電能不 平衡問題時(shí)，就需要電網(wǎng)調(diào)度可調(diào)節(jié)機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰。參與調(diào)峰的機(jī)組一 般是火電、核電、抽水蓄能、新型儲(chǔ)能等可調(diào)節(jié)電源。（報(bào)告來源：未來智庫(kù)）
有償調(diào)峰分為深度調(diào)峰和啟停調(diào)峰。深度調(diào)峰指機(jī)組接受電網(wǎng)調(diào)度指 令，將有功出力減小到額定容量的一定比率以下，對(duì)火電來說一般降低 到 40-50%可以達(dá)到補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)儲(chǔ)能來說一般接受電網(wǎng)指令進(jìn)入充電 狀態(tài)即可得到補(bǔ)償。啟停調(diào)峰指機(jī)組因系統(tǒng)調(diào)峰需要而停運(yùn)，且在 72 小時(shí)內(nèi)再次啟動(dòng)本機(jī)組或同一電廠內(nèi)其他機(jī)組的調(diào)峰方式。無論哪種調(diào) 峰方式，只有接到和執(zhí)行電網(wǎng)指令的部分才能得到補(bǔ)償，電站自主行為 沒有補(bǔ)償。我們重點(diǎn)關(guān)注調(diào)用更頻繁普遍的深度調(diào)峰。
參考陜西和寧夏調(diào)峰市場(chǎng)運(yùn)行情況，調(diào)峰費(fèi)用已占電費(fèi)一定比例。根據(jù)西北能監(jiān)局?jǐn)?shù)據(jù)，2021 年全年陜西省內(nèi)調(diào)峰電量 13.23 億 kWh，調(diào) 峰補(bǔ)償 5.19 億元，調(diào)峰均價(jià)為 0.39 元/kWh；寧夏省內(nèi)調(diào)峰電量 8.83 億 kWh，調(diào)峰補(bǔ)償 5.32 億元，調(diào)峰均價(jià)為 0.60 元/kWh。2021 年兩省發(fā)電量分別為 2615 和 2007 億 kWh，按燃煤 標(biāo)桿電價(jià)陜西 0.3545 元/kWh、寧夏 0.2595 元/kWh 計(jì)算，調(diào)峰費(fèi)用分 別占兩省上網(wǎng)電費(fèi)的 0.56%和 1.02%。隨著新能源并網(wǎng)比例的提升， 調(diào)峰電量和費(fèi)用規(guī)模有望進(jìn)一步增長(zhǎng)。
從定價(jià)機(jī)制劃分，調(diào)峰補(bǔ)償分為固定補(bǔ)償和市場(chǎng)化補(bǔ)償兩種。我國(guó)早 期主要對(duì)輔助服務(wù)進(jìn)行固定補(bǔ)償， 2015 年至今開啟對(duì)輔助服務(wù)市場(chǎng)化 的探索。市場(chǎng)化調(diào)峰流程主要為：服務(wù)提供方在日前申報(bào)調(diào)峰價(jià)格和電 量，調(diào)度機(jī)構(gòu)以服務(wù)成本最小為原則進(jìn)行排序，形成出清價(jià)格（即最后 一名中標(biāo)者申報(bào)的價(jià)格），所有中標(biāo)者均以出清價(jià)格結(jié)算。調(diào)峰當(dāng)日， 服務(wù)提供方執(zhí)行調(diào)度指令并最終獲得補(bǔ)償。
目前各地多采用市場(chǎng)化補(bǔ)償，最高固定補(bǔ)償金額達(dá) 0.792 元/kWh。國(guó) 網(wǎng)區(qū)域主要采取市場(chǎng)化補(bǔ)償模式，收益不確定性較強(qiáng)；南網(wǎng)區(qū)域采用固 定補(bǔ)償模式。大多數(shù)地區(qū)都對(duì)儲(chǔ)能設(shè)臵準(zhǔn)入門檻，小規(guī)模儲(chǔ)能可采用聚 合形式參與市場(chǎng)。目前政策下，針對(duì)儲(chǔ)能固定補(bǔ)償較高的地區(qū)為廣東 （0.792 元/kWh）、云南（0.6624 元/kWh），執(zhí)行市場(chǎng)化模式報(bào)價(jià)上限 較高的地區(qū)為福建（1 元/kWh）、寧夏（0.6 元/kWh）、華北區(qū)域（0.6 元/kWh）等。
2.2.儲(chǔ)能調(diào)峰收益測(cè)算
我們對(duì)儲(chǔ)能參與調(diào)峰收益進(jìn)行測(cè)算，主要假設(shè)如下： （1）參考近期儲(chǔ)能招標(biāo)價(jià)格，假設(shè)儲(chǔ)能項(xiàng)目造價(jià)為 1.80 元/Wh，其中 電芯價(jià)格為 0.80 元/Wh，按 10 年折舊；儲(chǔ)能系統(tǒng)其他設(shè)備、其他電氣 設(shè)備和土建 1 元/Wh，按 20 年折舊； （2）參考寧德時(shí)代等電池廠商產(chǎn)品性能，假設(shè)儲(chǔ)能電池循環(huán)次數(shù) 5000 次，EOL 為 80%，線性衰減，參考陽光工匠光伏網(wǎng)數(shù)據(jù)，假設(shè)系 統(tǒng)充放電深度為 93%、能量轉(zhuǎn)換效率為 88%； （3）假設(shè)調(diào)峰補(bǔ)償為 0.7 元/kWh，每年調(diào)用 500 次； （4）假設(shè)儲(chǔ)能需承擔(dān)充放電電量損耗，電價(jià)按全國(guó)燃煤標(biāo)桿平均 0.37 元/kWh 結(jié)算；（5）運(yùn)維費(fèi)用參考風(fēng)電運(yùn)維招標(biāo)價(jià)格，為每年 0.025 元/Wh； （6）享受所得稅“三免三減半”政策。
電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)峰初步具備經(jīng)濟(jì)性。在年調(diào)用 500 次、補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn) 0.7 元 /kWh、電池壽命 5000 次的假設(shè)下，儲(chǔ)能項(xiàng)目 IRR 為 9.16%，具備一 定經(jīng)濟(jì)性。根據(jù)敏感性分析結(jié)果，調(diào)峰價(jià)格在 0.7 元/kWh 以上時(shí)收益率情況較好。我們對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目 IRR 和項(xiàng)目造價(jià)、調(diào)峰價(jià)格之間的關(guān)系進(jìn)行敏感性分 析，當(dāng)調(diào)峰價(jià)格達(dá)到 0.7 元/kWh 以上時(shí)，項(xiàng)目造價(jià)在 1.5-1.9 元/Wh 的 項(xiàng)目均可取得 8%以上的收益率，在部分地區(qū)已具備經(jīng)濟(jì)性；調(diào)峰價(jià)格 在 0.5 元/kWh 以下的項(xiàng)目相對(duì)經(jīng)濟(jì)性不佳。隨著電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展， 電池壽命提升、系統(tǒng)造價(jià)下降，儲(chǔ)能收益率有望進(jìn)一步提高。（報(bào)告來源：未來智庫(kù)）
3.儲(chǔ)能調(diào)頻：電化學(xué)儲(chǔ)能具有優(yōu)勢(shì)，在大部分地區(qū)具備可行性
3.1.調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償
調(diào)頻是指電力系統(tǒng)頻率偏離目標(biāo)頻率時(shí)，并網(wǎng)主體通過調(diào)速系統(tǒng)、自 動(dòng)發(fā)電控制等方式，調(diào)整有功出力減少頻率偏差所提供的服務(wù)。我國(guó) 電網(wǎng)的額定頻率為 50Hz，電網(wǎng)發(fā)電功率和負(fù)荷功率不匹配時(shí)會(huì)導(dǎo)致電 網(wǎng)頻率的改變。為了將頻率穩(wěn)定在 50Hz 附近，需要進(jìn)行調(diào)頻。
調(diào)頻分為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。一次調(diào)頻是指當(dāng)電力系統(tǒng)頻率偏離目標(biāo) 頻率時(shí)，常規(guī)機(jī)組通過調(diào)速系統(tǒng)的自動(dòng)反應(yīng)、新能源和儲(chǔ)能等并網(wǎng)主體 通過快速頻率響應(yīng)，調(diào)整有功出力減少頻率偏差所提供的服務(wù)。二次調(diào) 頻是指并網(wǎng)主體通過自動(dòng)功率控制技術(shù)，包括自動(dòng)發(fā)電控制（AGC）、 自動(dòng)功率控制（APC）等，跟蹤電力調(diào)度機(jī)構(gòu)下達(dá)的指令，按照一定調(diào) 節(jié)速率實(shí)時(shí)調(diào)整發(fā)用電功率，以滿足電力系統(tǒng)頻率、聯(lián)絡(luò)線功率控制要 求的服務(wù)，對(duì)儲(chǔ)能來說主要是 AGC 服務(wù)。由于一次調(diào)頻在大部分區(qū)域 為并網(wǎng)基本要求，不予補(bǔ)償，我們重點(diǎn)關(guān)注二次調(diào)頻。
電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)頻具備一定優(yōu)勢(shì)。調(diào)頻對(duì)速度和精度要求較高，火電機(jī)組 的 AGC 調(diào)頻性能存在延遲、偏差現(xiàn)象，而電化學(xué)儲(chǔ)能 AGC 跟蹤曲線 與指令曲線基本能達(dá)到一致，做到精準(zhǔn)調(diào)節(jié)，基本不會(huì)出現(xiàn)火電調(diào)頻中 的調(diào)節(jié)反向、調(diào)節(jié)偏差和調(diào)節(jié)延遲等問題。衡量調(diào)頻性能的指標(biāo)為 K 值，通過響應(yīng)速度 K1、調(diào)節(jié)速率 K2、響應(yīng)精度 K3 三個(gè)指標(biāo)加權(quán)平均 得出。根據(jù)陽光電源數(shù)據(jù)，廣東佛山恒益 600MW 機(jī)組在配臵 3%儲(chǔ)能 后，K 值提升了 3.4 倍。鑒于 K 值是調(diào)頻調(diào)度和補(bǔ)償?shù)闹匾罁?jù)，電化 學(xué)儲(chǔ)能在獲取調(diào)頻收益上較有優(yōu)勢(shì)。
調(diào)頻補(bǔ)償規(guī)模小于調(diào)峰。以甘肅省為例，根據(jù)甘肅能監(jiān)辦數(shù)據(jù)，2021 年 5-12 月調(diào)頻補(bǔ)償總額為 1.06 億元；根據(jù)國(guó)家統(tǒng)計(jì)局?jǐn)?shù)據(jù)，同期甘肅 發(fā)電量為 1136 億 kWh，按燃煤標(biāo)桿電價(jià) 0.2978 元/kWh 計(jì)算電費(fèi)，調(diào) 頻補(bǔ)償占電費(fèi)的比重為 0.31%。相同方式計(jì)算湖南省數(shù)據(jù)，2021 年調(diào) 頻補(bǔ)償總額為 1.71 億元，調(diào)頻補(bǔ)償占電費(fèi)的比重為 0.23%。隨著新能 源并網(wǎng)比例的提升，調(diào)頻費(fèi)用規(guī)模有望進(jìn)一步增長(zhǎng)。
調(diào)頻補(bǔ)償主要分為里程補(bǔ)償和容量補(bǔ)償，各地補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)差異較大。從 價(jià)格機(jī)制看，調(diào)頻市場(chǎng)化程度總體上低于調(diào)峰，部分區(qū)域未設(shè)立調(diào)頻市 場(chǎng)，且未明確儲(chǔ)能的市場(chǎng)主體地位。在明確儲(chǔ)能可參加調(diào)頻的區(qū)域/市 場(chǎng)中，調(diào)頻主要補(bǔ)償包括里程補(bǔ)償和容量補(bǔ)償兩種，部分地區(qū)還有現(xiàn)貨 補(bǔ)償?shù)绕渌问?，其中里程補(bǔ)償主要依據(jù)調(diào)頻里程計(jì)算，容量補(bǔ)償主要 依據(jù)調(diào)用容量計(jì)算。各地的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)差異較大，且補(bǔ)償?shù)挠?jì)算方式也存 在差異。
以較有代表性的福建省為例說明調(diào)頻補(bǔ)償?shù)挠?jì)算方式：里程補(bǔ)償=調(diào)節(jié) 系數(shù) M*調(diào)頻里程*性能綜合指標(biāo) K*市場(chǎng)出清價(jià)格，其中 M 根據(jù)市場(chǎng)運(yùn) 行情況調(diào)整，暫定 M=1；K 值根據(jù) K1、K2、K3 計(jì)算得出；市場(chǎng)報(bào)價(jià) 上限為 12 元/MW。容量補(bǔ)償=每月 AGC 投運(yùn)率*可調(diào)節(jié)容量*補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)， 補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為 960 元/MW，可調(diào)節(jié)容量為可投入 AGC 的運(yùn)行的調(diào)節(jié)容量 上、下限之差。（報(bào)告來源：未來智庫(kù)）
3.2.儲(chǔ)能調(diào)頻收益測(cè)算
我們參考福建省調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)及計(jì)算方式對(duì)儲(chǔ)能參與調(diào)頻收益進(jìn)行測(cè)算， 主要假設(shè)如下：
（1）參考近期儲(chǔ)能招標(biāo)價(jià)格，假設(shè)儲(chǔ)能項(xiàng)目造價(jià)為 1.80 元/Wh，其中 電芯價(jià)格為 0.80 元/Wh，按 10 年折舊；儲(chǔ)能系統(tǒng)其他設(shè)備、其他電氣 設(shè)備和土建 1 元/Wh，按 20 年折舊； （2）參考《基于儲(chǔ)能全壽命周期成本的調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性研究》，我們假設(shè)儲(chǔ) 能每 5min 被調(diào)度一次，調(diào)用比例為 80%，K 值取 1； （3）里程補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為 10 元/MW，容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為 960 元/MW，每年 設(shè)備投運(yùn) 350 天； （4）參考寧德時(shí)代等電池廠商產(chǎn)品性能，假設(shè)儲(chǔ)能電池循環(huán)次數(shù) 5000 次，EOL 為 80%，線性衰減，參考陽光工匠光伏網(wǎng)數(shù)據(jù)，假設(shè)系 統(tǒng)充放電深度為 93%、能量轉(zhuǎn)換效率為 88%； （5）假設(shè)儲(chǔ)能需承擔(dān)充放電電量損耗，電價(jià)按全國(guó)燃煤標(biāo)桿平均 0.37 元/kWh 結(jié)算； （6）運(yùn)維費(fèi)用參考風(fēng)電運(yùn)維 0.05 元/W 的招標(biāo)價(jià)格，為每年 0.025 元 /Wh； （7）項(xiàng)目享受所得稅“三免三減半”政策。
測(cè)算調(diào)頻收益率優(yōu)于調(diào)峰。在上述假設(shè)條件下，測(cè)算調(diào)頻儲(chǔ)能項(xiàng)目 IRR 為 14.21%，高于調(diào)峰。調(diào)頻項(xiàng)目 IRR 對(duì)調(diào)用頻率和里程補(bǔ)償較為敏感，在多數(shù)地區(qū)已具備可 行性。我們對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目 IRR 和調(diào)用頻率、調(diào)用比例的關(guān)系進(jìn)行敏感性 分析，IRR 對(duì)調(diào)用頻率比較敏感，若調(diào)用頻率達(dá)到 8min 以上，項(xiàng)目難 以取得較好收益。對(duì)項(xiàng)目 IRR 和里程補(bǔ)償、容量補(bǔ)償?shù)年P(guān)系進(jìn)行敏感 性分析，容量補(bǔ)償對(duì) IRR 的影響較小，里程補(bǔ)償達(dá)到 8 元/MW 以上時(shí) 項(xiàng)目 IRR 均達(dá)到 9%以上，部分地區(qū)的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)或報(bào)價(jià)上限可以滿足這 一要求。
4.投資分析
能源結(jié)構(gòu)低碳化轉(zhuǎn)型持續(xù)推進(jìn)，風(fēng)電、光伏在“十四五”期間裝機(jī)規(guī)模 高增長(zhǎng)的確定性高。風(fēng)光大規(guī)模并網(wǎng)帶來電網(wǎng)運(yùn)行安全和效率問題，建 設(shè)可調(diào)節(jié)電源勢(shì)在必行。電化學(xué)儲(chǔ)能具備建設(shè)靈活、限制性條件少、響 應(yīng)速度快等優(yōu)勢(shì)，多地政府出臺(tái)政策推動(dòng)電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請(qǐng)參閱報(bào)告原文。）
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