中国储能网讯：9月7—9日，由工业和信息化部节能与综合利用司、国家能源局能源节约和科技装备司、浙江省能源局联合指导，中国化学与物理电源行业协会联合232余家机构共同支持的第十二届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。

大会以"共创储能新价值，共建市场新格局"为主题，聚焦新型储能安全持续发展，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续政策机制、资本市场、新型储能系统集成技术、供应链体系、商业模式、标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的913家产业链企业，3317位嘉宾参加了本届大会，其中154家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。

大会组委会邀请国网河南省电力公司电价与市场化攻关团队带头人尹硕做《储能电站盈利模式及经济效益分析》主题报告。以下为发言主要内容：

尹硕：尊敬的各位专家、各位领导，今天我跟大家分享的是我们国网河南省电力公司电价与市场化攻关团队的一个阶段性研究成果。核心想说的就是新型储能目前的成本回收模式或者叫盈利机制。

本次报告分5个部分，第一部分介绍一下目前新型储能成本回收及价格机制现状。第二部分是新型储能的成本分析，第三部分是新型储能的收益分析，第四部分是新型储能典型案例应用，以及最后的结论与建议。

在政策层面，首先要说的是储能的发展规划。从全国来看，2021年7月，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》里面，明确了“十四五”全国层面的储能规模是三千万，是现有规模的10倍。在全省层面有11个省份明确提出了储能规划，比如说西部的一些省份，像青海和甘肃，发展规模定的比较高，是600万千瓦。以我们河南省为例，根据《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》，提出随着“十四五”期间可再生能源发电装机达到5000万千瓦以上，新型储能装机规模从20万千瓦增长到220万千瓦。

从配置要求上来看，在国家层面并没有给出一刀切地政策配比，而是在给定大原则的基础上，在一些细节上做出明确规定。比如说在储能并网方面，要求在满足电网保证性以外的储能配比是按照15%进行上网，如果是20%的话可以优先并网，这是在国家层面。在全省层面，大家普遍标准是不低于10%、2小时的系统。其中河北像内蒙他们的比例会更高一些。河南省分成了三类地区，一类地区就是像消纳能力相对比较强的，比如郑州地区，是按照10%+两个小时的系统配置。二类地区比如说焦作地区，对一些消纳地区比较困难的20%。在成本疏导层面，目前国家给出的疏导渠道主要是两个方面，一个就是通过辅助服务，给定了一个宏观的原则和规则，相关主体和用户就储能成本进行合理的分摊。在峰谷价差获利方面也出了一个标准，规定系统峰谷差率超过40%的地方，要求峰谷价差超过4：1，其他地区不能低于3：1。省级层面具有操作性的政策就会多一些，比如说在辅助服务方面，目前已经有22个省或者区域公布了辅助服务的市场规则，明确了储能参与辅助服务的要求，但是其调峰价格变动的区间比较大，比如说东北和山西，标准比较高，区间的浮动也比较大。

第二块就是峰谷价差获利，目前全国28个省份的峰谷平均价差是超过了7毛钱，其中有17个省份价差超过了7毛，像广东这些省份它的峰谷价差相对比较高，可能达到将近1.3元，但也有不少省份到不了7毛的价差，这个就比较麻烦，因为根据我们团队测算，7毛钱的价差就是新型储能能否通过峰谷来获利的一个阈值。

还有一些省份推出了尖峰价格，比如说江苏、陕西。尖峰价格有一个好处，如果是三段定价，储能在市场上吃价差只能是吃是一次峰谷，吃是一次峰平，尖峰电价之后利益成本空间会更大一些。还有一种容量租赁，比如8月份河南省刚刚出台的《河南省“十四五”新型储能实施方案》，给了一个参考定价，是200元/千瓦时，鼓励市场签订十年以上的协议或者是合同。

政策层面给出的回收机制这里也总结了一下，大概有以下几个方面。一个是容量租赁，作为独立储能收容量的租赁费。再一个是峰谷价差模式，其实峰谷价差分两类，一种就是目前根据峰谷电价表的峰谷价差，再有属于峰谷套利，就是储能作为独立主体参与到现货市场之后，峰谷价是根据市场价走，这种方式在山东模拟运行过，但是价差好像是在5毛钱左右，回收的效果不是太理想。在辅助服务方面，独立储能有二次调频服务、电压支持、调峰服务这些。最后一块是成本节约。成本节约这里想说的其实是一种潜在收益，或者新型储能的机会成本如何降低的问题，比如说发电侧，新能源通过配储能，减少了在辅助服务市场上相应的罚金，相当于减少了它的罚金。另一方面就是吸纳弃风弃光电量，低买高卖获得收益。

目前这些回收机制总结下来有存在几个问题：第一，目前的容量租赁处于有价无市的状态，现在容量租赁大部分的新能源场站都是为了满足政府提出的10%、2小时的指标，其实是一种变投为租的形式，目前这种形式更多的是在企业内部进行消纳，在市场上并没有真正地建立起来容量市场的机制。

第二，辅助服务市场。现在它的问题就是补偿的标准变动的频率比较高，而且补偿标准各地也是参差不齐，浮动区间比较大。比如说刚才说的东北地区就是4毛到1块，这个区间里面已经把储能盈利的临界点包含住了。所以在这个区间里面不能确定到底能不能盈利。

第三，峰谷价差存在门槛值。目前仅参与现货市场，还回收不了成本，即便是根据峰谷三段式的电价表，有些省份也是看不到盈利的确定性。因为它有一个比较明确的门槛值，就是前面说的7毛钱。

第四，容量补偿机制政策也不确定。因为容量补偿一旦真正实施的话，价格很可能会传导到终端用户，所以在目前这个大经济形势下，政府以及发改委的态度也比较谨慎。

新型储能的成本

我们研究的新型储能是根据国家发改委的给出的定义，即新型储能是指除抽水蓄能以外，最终以电能形式进行储能的形式。我们这里聚焦到电化学储能，具体来说就是磷酸铁锂。建设成本总体来说有三大块，包括系统的建设成本、运维成本以及财务成本。系统建设成本各位都比较清楚，包括电池成本，比如说电池的原材料、人工制造以及环保成本等等。第二块就是电池配套的设备成本，包括BMS、EMS、PCS这些，施工成本包括建筑安装费、安装工程费以及监理设计等等，剩下两大块就是运维和财务。系统建设成本更多的就是我们采购招标的时候EPC的价格。

总体来看，我们也统计了一下这三块成本的分配比例，系统成本大概占到83%左右，运维占到5%，财务成本大概12%。

再看成本变动的趋势。从系统建设成本看，储能EPC工程平均承包费用从2021年至今呈现先涨后跌的趋势，2021年1月最低，1.32元/瓦时，2022年3月份上涨至最高点，达到2元/瓦时，然后开始下降，目前大概1块5左右。在看原材料，磷酸铁锂原材料价格变化是储能电池成本变化的主要原因。同样是2021年1月份最低，为3.8万元/吨,2022年3月份达到最高，将近16万,目前维持在15万元/吨上下。

成本测算的方法

我们团队关于储能成本的测算方法大概分为三类，一类是从考虑贴现值的会计角度的测算，一类就是平准化的测算方法，再一个考虑到弹性产出的经济学测算方法。总体来说，后两种方法的应用维度偏中观和宏观，所以要想更好地指导实践，我们在这里用得是第一种，就是从会计角度的测算方法。

新型储能收益分析

第三是从电源侧、用户侧以及独立侧分析一下储能的回收模式，为什么没有考虑电网侧呢，因为电网侧目前比较模糊，根据国家出台的文件，出于电网替代性的储能可以纳入储备电价，所谓替代性储能就是可以替代电网的输配电投资，或者延缓投资的储能可以纳入输配电价，只是探索，没有明确。

首先说电源侧，我们的测算主要是两块，一个就是新能源配置储能之后，参与到目前的辅助服务市场之后，可以减少的罚金有多少。第二，就是把这些弃电回收之后的收益有多少。这块我们和调度进行了深入合作，调取了近两年全省参与辅助服务的时段和相应的罚金进行匹配。这两块其实是叠加的，因为辅助服务开启的时段和弃风弃光时段大部分是重合的，所以第一部分先测算如果建设储能之后参与辅助服务减少的罚金，第二块是加上弃电的收益。

在用户侧的回收机制主要是吃峰谷价差。目前这里举的例子是根据河南省的峰谷电价表是三段式，是吃了一次峰谷价差、一次峰平价差。在独立储能侧，目前我们主要是两种形式，一种是参与辅助服务，这个参与辅助服务和新能源配储能参与辅助服务不是太一样，因为电源侧的核心的收益是减少的罚金这块，而独立储能参与吃的是补偿价格，上限就是一度电3毛钱，目前也是根据河南省辅助服务第一档的补偿价格暂行。

容量租赁根据刚出台的河南省的储能实施方案，大概是200元每千瓦时的价格。结合这些方法，我们在这里进行了典型的算例。

新型储能典型案例应用

这里根据10兆瓦/20兆瓦时的系统进行模拟测算。这块总体来讲，根据前面说的方法和逻辑，总项目的成本是3966万元。按照EPC的成本，EPC工程平均承包费2872万元，如果考虑内部收益率，按照6.5%大概是4342万元。后面测算的这些成本占比是不考虑时间价值，比照的对象是3966万元。

首先第一块，就是辅助服务的收益，按照煤电机组整体出力率在50%以下作为启动辅助的条件，就是3毛钱的门槛。根据全生命周期的会计的算法，同时也用了生产模拟软件来测算未来风电和光伏减少的调峰分摊的量和费用，结果显示，在辅助服务这块风电大概能回收94%，光伏会少一点，大概占到70%。要说明的是，这个不代表一般性，因为我们是以河南的地域条件和风光资源为例进行测算，仅供参考。

在减少弃电收益这块，风电加上弃电收益之后回收了4002万元，加上辅助服务，减少了罚金，已经回本了，超了1%左右。而光伏这边即便加上弃电还是不到80%。

用户侧，选取的工商业变压器容量在315千伏安以上、电压等级为110千伏以上用户为例，根据国网河南省电力公司代理购电工商业用户电价表，10兆瓦/20兆瓦时储能系统一天节约购电成本收益为1.34万元，加上用户侧储能参与需求响应每年可获得补偿金额94.5万元，总体来看，工商业用户参与河南峰谷价差的回收是可以回本的，而且资本收益率根据我们的测算大概在9%左右。但是目前峰谷价差的机制如果用到居民侧的话是完全不具备推广条件。

最后是独立储能的收益分析。这块以10兆瓦2小时的系统，按照参与调峰3毛钱的补偿来算，八年的周期内收益是3900万元，成本回收率98%，勉强回本。容量租赁也是在理想状态下，大概是能回到80%，所以目前200元/千瓦时的补偿标准还是不够。再一个就是商业合作模式上，针对当前容量租赁市场的状态，可以优化商业合作模式，补充添加辅助服务收益的分配比例，说白了就是租赁之后的收益分摊，在合同里面更多体现市场主体博弈的结果。

最后：结论与建议。

一是完善峰谷电价政策。建议设计与电力供需平衡相适应的峰谷分时电价政策，根据近年电力系统负荷特性、系统调节能力、电力供需状况等情况设计峰谷时段，适时拉大电力峰谷价差，并考虑设计季节性电价机制与尖峰电价机制。

二是建议出台新型储能参与辅助服务市场具体实施细则。新型储能主要通过辅助服务获得成本补偿，国家政策明确鼓励新型储能参与辅助服务市场，辅助服务费用由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。建议尽快出台新型储能参与辅助服务市场具体实施细则

三是鼓励独立储能电站与新能源企业积极探索新的商业合作模式。建议独立储能电站与新能源企业在租赁协议中，补充添加辅助服务收益分配比例，分配比例建议通过采用双方协商确定，用市场化手段实现双方共赢，形成激励相容，根据市场优化运作，提高储能利用效率。

最后介绍一下我们的团队近期的研究成果，关于这方面的研究我们出了一本专著《新型储能投资经济性及电价机制研究》，已由经济日报出版社出版，希望大家多多批评指正。

涉及到储能成本回收和机制的研究，很多数据相对来说都比较敏感，市场各方主体的看法也不太一致，难免有争议和分歧，所以也请大家多多批评，多多交流。

谢谢。