中國儲能網(wǎng)訊：
1.前言
2021年多個機構(gòu)經(jīng)過測算，表明用戶側(cè)儲能峰谷價差套利模式下，峰谷價差在0.7元/kWh具備經(jīng)濟性。此后，眾多機構(gòu)和企業(yè)將0.7元/kWh視為儲能經(jīng)濟性拐點。行業(yè)日新月異，新技術(shù)不斷出爐，儲能經(jīng)濟性指標是否仍是0.7元/kWh？
表1：2021年東吳證券用戶側(cè)峰谷套利計算
數(shù)據(jù)來源：東吳證券，2021年《聚勢前行，如日方升，開啟萬億藍海新篇章》
2. 儲能經(jīng)濟性計算
計算公式
因此，EESA根據(jù)數(shù)據(jù)庫中標數(shù)據(jù)以及參照各機構(gòu)數(shù)據(jù)對儲能經(jīng)濟性拐點進行分析測算。儲能經(jīng)濟性拐點為在充放電電價下，儲能項目既不虧錢也不賺錢，即儲能成本+充電支出=放電收入。涉及公式如下：
1）放電量*LCOS+充電量+低谷電價=放電量*高峰電價
其中高峰電價=低谷電價+峰谷價差
放電量*LCOS+充電量+低谷電價=放電量*（低谷電價+峰谷價差）
計算可得峰谷價差=LCOS+（充電電量-放電電量）*低谷電價/放電電量=LCOS+（充電電量/放電電量-1）*低谷電價
2）LCOS的計算公式參照LCOE的計算辦法。
數(shù)據(jù)來源：2008年,The Drivers of the Levelized Cost of Electricity for Utility-Scale Photovoltaics
即為：LOCE=[初始投資成本-資產(chǎn)折舊導致稅收減免現(xiàn)值+運維成本現(xiàn)值*（1-稅率）-固定資產(chǎn)殘值現(xiàn)值]/發(fā)電量現(xiàn)值
3）貼現(xiàn)系數(shù)=1/（1+貼現(xiàn)率）^i，i表示第i年。
核心假設(shè)和計算
假設(shè)采用1MW/2MWh的磷酸鐵鋰儲能電池項目，其儲能固定成本為1.7元/kWh，電池全壽命充放電為6000次，年衰減2%，運營年限10年，貼現(xiàn)率5%。具體數(shù)據(jù)如下表：
表2：用戶側(cè)磷酸鐵鋰儲能電池項目核心假設(shè)
數(shù)據(jù)來源：東吳證券，知網(wǎng)
表3：用戶側(cè)用戶側(cè)磷酸鐵鋰儲能電池項目LCOS測算過程
根據(jù)上述計算得1MW/2MWh的磷酸鐵鋰儲能電池項目按年循環(huán)600次，其LCOS為0.389元/kWh。若年循環(huán)300次，則LCOS為0.777元/kWh，因此在年循環(huán)300次（日內(nèi)一充一放）地區(qū)，即使峰谷價差在0.7元/kWh，儲能項目也不具備經(jīng)濟性。該儲能項目的單位投資成本為1.7元/Wh，但是在投資中可能出現(xiàn)高于或低于該單位投資成本，若單位投資成本為1.5~2.3，年循環(huán)在300~600次，則LCOS范圍在0.34~1.05元/kWh。
表4：敏感性分析
峰谷價差計算
根據(jù)浙江地區(qū)和廣東地區(qū)電價（不考慮充放電額外稅費），
峰谷價差=LCOS+（充電電量/放電電量-1）*低谷電價=0.389+0.11*低谷電價
（其中0.389根據(jù)年循環(huán)次數(shù)和初始投資成本變化，具體可參照表4）
按照浙江10月低谷電價，峰谷價差為0.431元/kWh以上，廣東珠三角則為0.422元/kWh以上儲能才具備經(jīng)濟性。
表5：10月電價（一般工商業(yè)-單一制35KV）
3. 總結(jié)
經(jīng)過上述測算，0.7元/kWh不再是儲能經(jīng)濟性拐點。不同地區(qū)可以根據(jù)上述測算過程進行峰谷價差儲能經(jīng)濟性測算。初始投資成本在1.7元/kWh，年循環(huán)600次，運營10年，其儲能經(jīng)濟性拐點的峰谷價差可以采用0.389+0.11*低谷電價來得出（0.389隨年循環(huán)次數(shù)和初始投資成本變化，具體可參照表4）。據(jù)此計算，浙江地區(qū)和廣東珠三角地區(qū)的峰谷價差在0.5元/kWh+即可獲得收益。
