储能行业专题报告：全场景下电化学储能电站收益测算.pdf

储能行业专题报告：全场景下电化学储能电站收益测算。双碳目标下新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，给电网带来较 大考验，储能成为新型电力系统下的必要环节。但传统抽水蓄能受制于自 然条件约束及响应速度较慢问题，难以完全满足新能源装机规模快速扩张下 的调峰调频需求。以电化学为主的新型储能近年来取得快速发展，截至 2021 底，国内电化学储能装机规模为 5.12GW，2014-2021 年 CAGR 达 69.0%。

源网侧：收益机制亟待探索，共享独立储能或为最优模式

火储联合调频：火储发展初期受补偿政策影响，广东、内蒙、山西等区域收 益水平显著，发展优势明显，但该市场目前总体资金池相对有限，伴随电 站规模快速扩张，总体资金池将被迅速瓜分，早期发展较快区域开始趋于 饱和，补偿标准表现出降低趋势。在此背景下，火储联合调频市场开始向 其他区域拓展，据储能与电力市场统计，2021 年，新增项目（规划、建设、 投运）涵盖广东、江苏、浙江、福建等 15 个省市，涉及近 40 个项目。

新能源+储能：多个省份提出明确新能源配储要求（比例多在 5%-20%之间）， 推动储能产业规模快速扩张，但“繁荣发展”背后，由于其缺乏明确调用及 收益机制，发电侧自建储能压力较大。

独立储能：新型储能产业“探索初期”将过，规范化与市场化加速推进。而 独立储能电站一方面更加贴合政策导向，相比于依附于发电侧的商业模式， 独立储能电站规范性与主体性更强；另一方面，在辅助服务市场逐渐向独立 储能放开的背景下，独立储能电站有望满足发电侧、电网侧等多方需求， 通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道，从而有 效解决经济性难题。同时，独立储能电站参与电力现货市场交易确定性逐 渐增强，市场化机制有望打破资金盘掣肘，进一步提高项目收益水平。根 据测算，在综合考虑现货市场交易+容量租赁的情况下，山东独立储能电站 项目全投资 IRR 达 13.01%，资本金 IRR 达 26.50%，收益率可观，已具备较强 的投资价值。

用户侧：需求响应机制必要性凸显，峰谷价差拉大为储能提供套利空间

伴随我国分时电价政策加速推进，目前已有 29 个省份实施了不同的分时电 价机制，峰谷电价价差不断拉大，从而为用户侧储能提供了客观的套利空 间。根据测算，当平均价差达到 0.39 元/KWh 时可实现盈亏平衡，当平均价 差达到 0.6 元/KWh 时，其全投资 IRR 达 11.57%，资本金 IRR 达 23.30%，因 此从当前各地区峰谷价差情况来看，用户侧储能已具备一定的经济性与投资 价值。