储能行业专题报告（二）：成本下降与政策推动储能步入实质性成长期-210802（24页）.pdf

上传人：栗****苦

编号：47970

2021-08-03

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1、配置储能网络逐步由“功率传输”转向“电量传输”而降低电网扩容要求的潜在收益等。由于潜在收益难以量化，我们以直接收益来测算储能的度电收益)。电源侧，以光伏+储能为例，配储能减少弃光，增加上网电量，在光伏出力峰值区间，将原本弃电输入储能(成本为 0)，再在光伏出力低于外送输电走廊容量时将存储的“弃电”外送上网，由于光伏并网已实现平价，则储能度电收益即为标杆电价，大致在 0.3元/kWh 上下。电网侧，以调峰为例，度电收益为电网约定的辅助服务费用，目前各地差异较大，大致分布于 0.10.9 元/kWh。用户侧削峰填谷实现峰谷价差套利，此次度电输入成本为谷电售价，而输出时度电价格为峰时电价，则每度电的

2、实际收益即为峰谷价差，大致在 0.7 元/kWh 上下。在不考虑补贴的情况下，就发电侧而言，显然当前上网电价远低于储能配置成本，即便通过储能增加上网电量，但售电收益无法覆盖储能系统投资，尚不具备经济性。而在电网侧和用户侧，在度电收益超过度电成本的区域，配置储能理论上有利可图，但考虑项目实际进程中的资金成本、利用率等现实问题，或只有在度电收益明显超出度电成本的情况下，才能形成足够的说服力。7 月 29 日，发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，要求完善峰谷电价机制，在最大系统峰谷差率超过 40%的地区，峰谷价差不低于 4:1;其他地方不低于 3:1。同时在在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰时段依据最高负荷 95%及以上时段合理确定，电价较峰段电价上浮比例不低于 20%。如前所述，峰谷价差即为用户侧储能的度电收益，峰谷价差进一步拉开也就意味着储能套利效果改善，尤其尖峰电价较峰时仍有至少 20%溢价，进一步放大储能优势。

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