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摘要：本文基于储能电站视角，对电化学储能的经济性进行研究分析。选取光储电站模式、工商业电化学储能电站模式分别构建模型进行分析，认为在目前的市场及政策环境下，光储电站模式不具备经济性，工商业电化学储能电站模式在部分区域已具有经济性。未来，随着储能技术的进步，在储能单位投资成本下降趋势下，工商业电化学储能电站的经济性将会进一步提高。

关键词：电化学储能；工商业储能电站；峰谷套利

1.电化学储能概述

电化学储能是利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变化的电池储能形式。相比抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形等因素影响较小，可灵活应用于发电侧、输配电侧和用电侧；同时，由于电化学储能具有建设周期短、调节能力强等优势，且能够及时响应电力的应急需求，具有广阔的应用前景。

1.1 电化学储能技术路径

电化学储能电池主要包括锂离子电池、钠离子电池、液流电池和铅酸电池，相对于其他电化学储能技术，锂离子电池因其具有能量密度高、循环寿命长、充电技术成熟、安全性高等特点，使得锂离子电池储能在新型储能装机中占据绝对主导地位。根据国家能源局公开数据，截至2022年底，锂离子电池在我国新型储能累计投运项目装机技术的占比为94.5%，是电化学储能最主流的技术路线。

1.2 电化学储能发展现状

由于全球各国对清洁能源发电布局的重视，近年来多个国家和地区的电化学储能装机量显著增长。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至2023年底，全球新型储能市场累计装机规模约为91.326GW，较2022年增长99.6%，其中电化学储能市场份额96.9%，占据绝对主导地位。

近年来，中国电化学储能市场整体呈现较快发展趋势。2020年，中国电化学储能新增装机规模1.71GW，年内新增装机规模首次超过1GW；2022年，中国电化学储能新增装机规模5.93GW，同比增长221.48%，累计装机量达到11GW，首次突破10GW；2023年，中国电化学储能新增装机量超过20GW，累计装机量达到31GW，增幅创“十四五”以来的新高。2024 年上半年，中国电化学储能继续高速发展，根据 CNESA的不完全统计，2024 上半年电化学储能新增投运装机规模超过10GW。

1.3电化学储能应用场景及商业模式

从整个电力系统的角度看，储能的商业化应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用户侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于调峰调频、缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

从现有的商业模式来看，储能的常规价值创造路径包括参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，以及通过峰谷套利获得收益。此外，随着共享经济模式的推广，将助推“共享储能”商业模式的发展。共享经济是互联网发展的产物，通过将资源的所有权及使用权分离，新型电力系统的分布性、互动性与共享经济的理念高度契合。新能源具有随机性、间歇性、波动性等不确定特点，叠加互补效应会随新能源的增多更加明显，造成资源浪费，且源、网、荷各侧针对储能的需求有较大差异，共享思想的引入可大幅降低“弃风弃光”，提高资源利用效率。

2.“双碳”背景下我国电化学储能市场发展情景分析

2.1我国电储能市场现状

在技术创新与持续降本推动下，我国电化学储能市场保持快速发展。根据中商产业研究院发布的《2024-2029年中国电化学储能行业调研及发展趋势前瞻报告》显示，2023年中国电化学储能累计投运电站958座，已投运总装机量达31GW，总能量超过50GWh。其中，锂离子电池仍占据已投运电化学储能技术应用主导地位，截至2023年底，累计投运的锂离子电池储能项目总装机量占比超过95%。

从区域市场分布来看，截至2023年底，累计投运总装机排名前十的省份依次是：山东、内蒙古、宁夏、湖南、甘肃、新疆、安徽、湖北、贵州、广东。其中山东省电化学储能电站累计装机量达3115.38MW，排名第一。从应用场景分布来看，截至2023年底，已投运的电化学储能电站主要分布在电源侧，总功率12.28GW，占比49.11%；电网侧储能总功率12.02GW，占比48.09%；用户侧储能总功率0.70GW，占比2.80%。

2.2我国电化学储能政策导向

2020年以来，随着“双碳”目标的提出，可再生能源得到大力发展，由于高比例可再生能源需要大量的储能设备平稳电力输出，加之锂离子电池技术的发展，国家对电化学储能的政策导向也由限制转向支持。2020年5月，国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》的征求意见稿，明确提出要鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。2021年7月，国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，这是我国第一个国家级储能政策，《意见》明确提出，到2025年要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万KW以上，要进一步明确新型储能独立市场主体地位，健全新型储能价格机制和“新能源+储能”项目激励机制，推动储能行业持续发展。2021年8月，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，建立尖峰电价机制。上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1，其他地方原则上不低于3：1。尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。该分时电价机制的出台，为工商业储能峰谷套利商业模式的落地提供了政策可行性，进一步刺激了工商业储能的发展。

2022年2月，国家发改委、国家能源局发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年新型储能技术创新能力显著提高，其中电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；3月，国家发改委发布《“十四五”现代能源体系规划》，要求大力推进大力推进电源侧储能发展。2022年6月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”可再生能源发展规划》、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出要进一步明确新型储能独立市场主体地位，促进储能在电源侧、电网侧、用户侧多场景应用，要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益。2022年11月，在国家发改委《关于进一步完善政策环境加大力度支持民间投资发展的意见》中，首次提出要鼓励民营企业加大太阳能发电、风电、生物质发电、储能等节能降碳领域投资力度。2023年1月，国家能源局印发《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，明确提出未来电力系统形态将由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，储能在新型电力系统中的重要地位再次在国家层面的纲领性文件中得到明确。2023年4月，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》，要求加快完善新型储能技术标准，完善新型储能标准管理体系，为新型储能健康持续发展提供保障。2023年10月，国家发改委发布《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，要求要积极推进新型储能建设，充分发挥电化学储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式。从国家储能相关政策发布的频率与内容来看，进入2022年后，随着新能源发电装机规模的高速增长，电网侧与电源侧对配储的需求也随之增加，国家对储能行业政策支持力度进一步加大，尤其是对于可以灵活部署的电化学储能，围绕电化学储能技术的研发、储能电站投资建设、储能电站参与电力市场化交易等，进一步完善了政策顶层设计，未来还可能会在竞争性配置、项目核准、并网时序、调度安排、利用小时数等方面提供更多支持政策，电化学储能发展已进入政策全面支持的新阶段。

2.3 “双碳”背景下电化学储能发展的意义

“双碳”目标下，可再生能源发电占比将大幅提升，给电网稳定性带来挑战，储能可以最大程度解决新能源消纳的问题，推动电力行业转型。随着可再生能源在一次能源的占比中逐步提升，风电、太阳能发电的随机性和波动性也在影响着整个电力系统。“新能源+储能”可以从根本上解决新能源的波动性，改善新能源发电的可调节性，提高电能质量，解决电网消纳的诟病。在新能源占比大幅提升的背景下，储能的加入让电力行业从“发好电”向“用好电”进行转型。

新能源发展进入平价仅仅是完成能源革命的第一步，储能赋予新能源的可调节属性将进一步帮助新能源走上新的台阶。“双碳”目标下，我国能源革命的目标是实现新能源电力对传统能源电力的替代。从新能源的发展阶段来看，虽然新能源发电已初步实现平价，在发电成本上已初步具备替代传统能源的条件，但是在发电的可持续性和稳定性上仍然难以达到传统电力的水平，因此要实现对传统电力的全面替代，必须解决相应问题。而通过新能源增配储能的方式，将有效改善新能源发电不可持续性问题，同时降低并网给整个电网系统带来的负担。“新能源+储能”的新型电力模式，有望成为实现新能源对传统能源替代的最佳解决方案，发展储能产业具有重要的现实意义和战略意义。

2.4 “双碳”背景下电化学储能发展趋势分析

电池技术升级带动储能投资成本的持续下降，带来储能经济性的提升，推动储能行业发展由政策驱动向市场驱动过渡。2014年至2024年，全球锂离子电池组的平均价格已经从290美元/kWh下降至103美元/kWh。随着新能源汽车的普及发展，动力电池产业链逐渐成熟，在产能不断提升的情况下，动力电池价格有望继续下降，从而带动储能总体投资成本下降至1000元/KWh以下，储能经济性将进一步凸显，从而带动自发性配储项目投资的快速增长。

应用场景进一步多元化。随着储能投资成本的下降及技术迭代加速，储能在电力系统、分布式能源、新能源以及移动储能等领域的应用将得到普及。储能将在电力系统中发挥越来越重要的作用，包括调峰、调频、备用、黑启动等功能，提高电力系统运行效率和稳定性；随着分布式能源的发展，储能将在家庭、工商业、微网等场景得到广泛应用，实现电力自发自用、峰谷电价套利。风能、太阳能等新能源发电与储能的结合，将有效缓解新能源波动性和间歇性问题，提高新能源发电的利用效率；移动储能将在应急电源、充电桩、移动通信等领域得到广泛应用，满足多样化能源需求。

储能项目规模化趋势加快。一方面，在储能经济性不断凸显的情况下，储能行业装机总量有望持续提升，根据CNESA的统计，截至2023年末，我国电化学储能累计投运规模达到31GW，2025年-2030年期间，将是储能探索和实现市场化“刚需”应用、系统产品化和获取稳定商业利益的重要时期，我国电化学储能复合增长率将超过40%。单个储能项目投资规模将持续扩大，百兆瓦级以上的集中式储能电站项目建设数量将大幅增加；此外，在全国性的电力交易市场形成后，峰谷套利、参与调峰调频获利等储能商业模式将更加成熟，将刺激用户侧配储需求，用户侧储能装机规模有望快速提升。

行业安全与政策标准不断完善，推动行业集中度持续提升。随着储能行业的快速发展，行业规范化进程也将进一步加快，一些缺少资质、技术水平不达标的小企业、小厂商将逐步退出市场，经济性影响下低价的无序竞争将逐渐被规范的市场化竞争所取代。在这个过程中，已具备一定规模的行业内领先企业，将抓住机遇继续扩大市场份额，行业集中度将会进一步提升。

3.基于储能电站视角的电化学储能经济性分析

3.1电化学储能成本构成分析

电化学储能电站成本包括了储能电池成本、储能变流器（PCS）成本、电池管理系统（BMS）成本、能量管理系统（EMS）成本、温控系统成本以及电缆、土建安装等成本。其中储能电池成本是电化学储能电站的主要成本，约占总成本的50%。

通过对2023年1月以来国内部分电化学储能电站中标项目的梳理，我们发现国内电化学储能项目中标均价已由2023年1月的1.4-1.5元/Wh下降至2024年6月的0.6-0.7元/Wh，降幅接近50%。总体来看，自2023年以来，在储能技术进步及上游原材料价格下降的带动下，电化学储能项目投资成本下降幅度明显。

3.2 电化学储能电站经济性分析

电化学储能在输配电侧、发电侧及用户侧的应用存在多样性，本文选择用户侧电化学储能电站进行经济性分析。在用户侧，目前电化学储能电站的应用主要有两种，一是新能源电站配套建设储能，二是建设工商业电化学储能电站。对于新能源电站配套建设储能，用户主要通过提高新能源发电实际利用效率进而提升新能源电站收益的方式实现储能的经济性；对于建设工商业电化学储能电站，用户主要通过参与电力市场化交易进行峰谷套利的模式实现盈利。本文将选取光储电站模式与工商业储能电站模式进行经济性分析。

3.2.1光储电站模式经济性分析

因分布式光伏电站一般为自发自用、余量上网，集中式光伏电站一般为全额上网，为方便对光伏电站配储后的经济性进行对比分析，此处选取集中式光伏电站进行分析。通常来讲，衡量光伏电站效益的指标有两种，分别为内部收益率和度电成本。本文选取计算内部收益率的方式，测算集中式光储电站的经济性。

根据全国新能源消纳监测预警中心数据，截至2023年12月末，全国平均光伏发电利用率为98%，其中我国东部区域省份的光伏发电利用率普遍在98%-100%区间，西部地区光伏发电利用率普遍低于95%。考虑到各区域光伏利用率实际情况，我们选取西部Q省作为研究对象进行经济性测算。测算假设如下：

根据上述参数，分别对配置储能与不配置储能的集中式光伏电站进行内部收益率测算，结果如下表所示。从测算结果来看，即便考虑配储对光伏电站弃光问题改善带来的发电收入增量，在光伏装机量相同的情况下，Q省配套储能的集中式光储电站内部收益率依然要低于不配套储能的集中式光伏电站，因此就Q省来说，光伏电站配储仍然缺乏足够的经济性。2023年全国光伏电站平均弃光率约为2%，因此配储对弃光率的改善相对有限，同时随着全国及各省电力市场化改革的进行，光伏发电参与电力市场化交易，光伏上网电价预计在未来将呈下降趋势，因此本文认为光伏电站配储在未来较长一段时间内将难以体现经济性，基于光伏电站经济性考量，除非并网政策要求强制配储，否则不配储将是投资建设光伏电站的最有选择。

3.2.2工商业储能电站经济性分析

对于用户侧工商业储能电站，主要利用不同时段电价的差异进行峰谷套利获得收益。本文将通过构建工商业储能峰谷套利模型的方式，探讨在电价平均峰谷价差满足何种条件的情况下，用户侧工商业储能电站具备经济性。测算假设如下：

目前，工商业储能电站可接受的内部收益率边界为10%，根据上述参数，并参照10%内部收益率边界测算平均峰谷价差，测算结果如下表所示。根据测算结果，工商业储能电站在“一充一放”、“两充两放”模式下，电网平均峰谷价差分别达到0.72元/度、0.492元/度时，可满足10%最低内部收益率要求。

参照CNESA公布的我国部分省份2024年6月电网代理购电电价情况，广东、海南、吉林、江苏、山东、湖南、安徽等12个省市最大峰谷价差已超过了0.72元/度，已初步满足在“一充一放”模式下开展工商业储能电站开发的市场要求。对于“两充两放”模式，由于该模式需要满足有两个不同的峰谷或峰平时段，因此对分时电价政策要求相对苛刻，在目前分时电价政策趋向于每天仅有一个峰谷或峰平时段的情况下，本文认为通过“两充两放”进行峰谷套利的可行性较小，未来“一充一放”模式将是工商业储能电站进行峰谷套利的主流模式。

为进一步探讨工商业储能电站的经济性，我们以“一充一放”模式为例，对影响经济性的两个重要因素单位投资成本、平均峰谷价差进行内部收益率敏感性分析，测算结果如下表所示。从测算结果上来看，在单位投资成本不变的情况下，内部收益率随着平均峰谷价差的增加呈上升趋势，但边际收益递减；在平均峰谷价差不变的情况下，内部收益率随着单位投资成本的下降呈上升趋势，且边际收益逐渐提高。综合来看，单位投资成本的变化对工商业储能电站经济性的影响更加显著。

4.研究结论及展望

通过分别对光储电站、工商业储能电站模式下的电化学储能经济性进行分析，本文认为在目前的政策及市场环境下，工商业电化学储能电站在部分区域内已具有一定的经济性。未来，随着储能技术的进步，在储能单位投资成本下降趋势下，工商业电化学储能电站的经济性将会进一步提高。此外，随着我国电力市场化改革的推进，在电力市场化交易环境下，工商业电化学储能电站经济性将会进一步凸显。

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