电化学储能电站经济性分析

如果你对该问题感兴趣的话，推荐你看看《新能源行业：新型储能助力能源转型》这篇报告，下面是部分摘录的内容，具体请以原报告为准。

1.成本分析

电化学储能电站总投资成本较高，电池及储能系统是主要成本

储能电站投资主要包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用、基本预备 费等。电化学储能电站成本的主体是电池及储能系统。根据云南省能源研究院数据， 对于锂电池电化学储能，项目设备购置费约占87%，电缆及接地等材料购置费和安装 工程费分别约占1%，建筑工程费约占4%，其他费用和基本预备费约占7%。

项目设备购置费用中占主导的是储能电池系统。储能电池系统主要包括电池、PCS (双 向变流器)、BMS（电池管理系统）和EMS（能源管理系统）等。以上市公司星云股份 为例，其电池成本占59%、PCS占16%、BMS占13%。

新能源电站配储加大初始投资成本，发电侧自建储能压力大

新能源强制配储会加大项目初始投资成本。根据中国能源报，一座光伏电站配建装机 量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量 的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%，发电侧自建储能面临一定困境24。另 外，由于受到配储容量与时长限制，储能对发电侧企业的消纳问题作用有限，部分企 业选择弃电。以某弃风严重区域风电配套储能站为例，配置额定功率10%、4小时的储 能，弃风率为20.6%，配置额定功率20%、4小时的储能，弃风率仍达19.7%25。当前 新能源企业配储成本主要由企业自身承担，叠加锂矿成本上涨，给企业带来较大压力。 企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优 先并网的工具。

2.收益分析

在发电侧，储能的主要功能体现在提高新能源消纳，平滑新能源输出。这些功能催生 储能在发电侧的收益主要来自于减少“弃风弃光”电量后所增加的电费收入，以及减 少的考核费用。

新疆探索对新能源储能电站所充电量进行补偿

为了激励新能源电站配储，新疆开始尝试对满足一定条件的新能源配储电站进行补偿。 根据新疆2020年5月发布的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，在风电场、光伏 电站发电上网关口内建设的电储能设施，其充电能力可申报为自用容量和调峰可用容 量，自用容量和调峰可用容量必须服从调度指令，并按照相应方式结算。

新规则的发布，为风电和光伏储能电站提供了两种不同的运行模式：一是申报自用容 量。自用容量由所在风电场和光伏电站使用，释放电量等同于发电厂发电量，按照发 电厂相关合同电价结算，不参与市场结算。电储能设施可与发电企业自行协商签订合 同，放电上网电量视为该发电企业的上网电量，按照该发电企业的上网电价结算。在 “弃光”较为严重的时期，光伏电站内储能系统选择储能为自用容量，存储于储能设 备内的电量放出，按照发电企业的上网电价结算。新疆2021年投产的新能源平价项目 目标上网电价为0.262远/千瓦时，当新能源项目疆内实际交易电价低于市场均价，按 照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持26。也就是说储能减少“弃电”的度 电收益等于新能源上网电价。二是申报调峰可用容量。储能电站可自愿作为独立的电 力用户，申报调峰可用容量，并根据实际调用情况进行结算。对根据电力调度机构指 令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时27。 “弃光”逐渐减少，光伏电站内储能系统选择储能为调峰可用容量，被电网调用后， 可获得0.55元/千瓦时的充电补贴。

推动新能源配储电站参与“两个细则”考核28 ，减少考核支出

目前，各省尚未形成统一、规范的储能参与电力市场模式，对储能市场主体能够参与 的市场模式、交易规则要求存在明显差异。国家能源局提出要加强储能并网运行管理， 推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围， 新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，减少考核支出，提升储能电站运行水平29。 我国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，容量 补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制，并且发电侧 储能参与辅助服务市场条件不成熟。另外，新能源配储利用率低。新能源配储能运行 策略相差较大，大部分电站采用弃电时一充一放的运行策略，个别项目存在仅部分储 能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。中电联对占全国新能源配 储总装机量三分之二的新能源配储项目进行调研，新能源配储等效利用系数30仅为 6.1%，低于电化学储能12.2%的平均水平，在各种应用场景中利用系数最低（火电厂 储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用 系数为28.3%）31。这些因素导致新能源配储经济性不显著，制约了新能源发电侧配储 项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。