储能行业深度报告：碳中和集结号吹响储能赛道一触即发-210801（35页）.pdf

1、输配电价和销售电价有关事项的通知为例，峰谷电价分为尖峰、高峰、平谷和低谷四段，根据单日电价走势，可以实现两充两放模式运行。两个峰谷价差分别为 0.568 元/kWh和 0.484 元/kWh，平均价差为 0.526 元/kWh。我们假设磷酸铁锂电池储能功率为 9MW，时长 2h，系统能量效率 88%，放电深度 75%(BNEF 数据)，循环寿命 10000 次(派能科技招股说明书资料)，生命周期容量保持率分别为 88%、78%和 75%，此时独立储能项目初始投资成本为 3600 万元，IRR=3.9%，暂时无法达到电网类投资项目的 IRR 要求(通常为 9%)。基于储能电站成本(含土建成本及功

2、率转换成本)及平均峰谷价差两个变量进行敏感性分析;我们发现，以内部回报率 9%为经济性边界，当前储能电站成本水平下(2000 元 /kWh)，平均峰谷价差在 0.682 元以上时，配备储能初具经济性;当电站成本下降 15%，来到 1700 元/kWh 时，峰谷电价差只需要达到 0.582 元，内部回报率便可以超过 9%。峰谷套利经济性模型接近经济性拐点。我们梳理了已公布新电价政策省份的工商业平均峰谷电价差(220 千伏及以上，按两冲两放计算)，发现山东省最高，配合 3 分钱的电储能低谷电价补贴，价差达到 0.65 元/kWh，其余省平均价差仍在 0.60 元/kWh 以下。若山东省工商业配备电

3、储能，则储能电站成本在1900 元/kWh 左右时(较当前约下降5%)，即可达到经济型门槛。未来随各省进一步放开电价市场化，拉大峰谷电价差，我们认为越来越多省份工商业的峰谷价差可以越过商业性门槛，为配备储能提供实质性的经济动力分时电价机制完善，用户侧储能市场化有望超预期。2021 年 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，通知要求：1)完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，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。2)建立尖峰电价机制。各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在

4、峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。3)强化分时电价机制执行，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。结合之前的敏感性分析表，假设 4：1 峰谷电价价差与尖峰电价机制实现的情况下，我们认为0.6 元平均峰谷价差在大部分地区是容易实现的(0.25 元谷时电价*3)，如前文所述，用户侧储能有望成为最先实现市场化的应用。用户侧储能系统亦可通过参与电网需求响应，获得额外收益。需求响应是指通过市场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户主动改变原有电力消费模式的市场参与行为，以促进电力供需平衡。截至 2020 年底，全国范围内共有九个省市开展了电力需求响应工作。以 2021 年 2 月天津市工信局发布的关于开展 2021 年度电力需求响应工作的通知为例，电力需求响应类型分为“削峰需求响应”和“填谷需求响应”。