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源网荷侧新型储能商业模式及成本回收机制研究

任畅翔, 刘娇, 谭杰仁

任畅翔, 刘娇, 谭杰仁. 源网荷侧新型储能商业模式及成本回收机制研究[J]. 南方能源建设, 2022, 9(4): 94-102. DOI: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2022.04.012
引用本文: 任畅翔, 刘娇, 谭杰仁. 源网荷侧新型储能商业模式及成本回收机制研究[J]. 南方能源建设, 2022, 9(4): 94-102. DOI: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2022.04.012
REN Changxiang, LIU Jiao, TAN Jieren. Research on the Business Model and Cost Recovery Mechanism of New Energy Storage on Source-Grid-Load Side of Power System[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2022, 9(4): 94-102. DOI: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2022.04.012
Citation: REN Changxiang, LIU Jiao, TAN Jieren. Research on the Business Model and Cost Recovery Mechanism of New Energy Storage on Source-Grid-Load Side of Power System[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2022, 9(4): 94-102. DOI: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2022.04.012
任畅翔, 刘娇, 谭杰仁. 源网荷侧新型储能商业模式及成本回收机制研究[J]. 南方能源建设, 2022, 9(4): 94-102. CSTR: 32391.14.j.gedi.issn2095-8676.2022.04.012
引用本文: 任畅翔, 刘娇, 谭杰仁. 源网荷侧新型储能商业模式及成本回收机制研究[J]. 南方能源建设, 2022, 9(4): 94-102. CSTR: 32391.14.j.gedi.issn2095-8676.2022.04.012
REN Changxiang, LIU Jiao, TAN Jieren. Research on the Business Model and Cost Recovery Mechanism of New Energy Storage on Source-Grid-Load Side of Power System[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2022, 9(4): 94-102. CSTR: 32391.14.j.gedi.issn2095-8676.2022.04.012
Citation: REN Changxiang, LIU Jiao, TAN Jieren. Research on the Business Model and Cost Recovery Mechanism of New Energy Storage on Source-Grid-Load Side of Power System[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2022, 9(4): 94-102. CSTR: 32391.14.j.gedi.issn2095-8676.2022.04.012

源网荷侧新型储能商业模式及成本回收机制研究

基金项目: 中国能建广东院科技项目“基于能源行业的应对气候变化国家战略背景下投融资政策标准及评估体系研究”(EV06261W)
详细信息
    作者简介:

    任畅翔,1989-,女,湖南益阳人,硕士,经济师,主要从事电网经济咨询工作(e-mail)renchangxiang@gedi.com.cn

    刘娇,1994-,女,重庆忠县人,硕士,主要从事电网经济咨询工作(e-mail)liujiao@gedi.com.cn

    通讯作者:

    任畅翔,1989-,女,湖南益阳人,硕士,经济师,主要从事电网经济咨询工作(e-mail)renchangxiang@gedi.com.cn

  • 中图分类号: TM91;TM756.2

Research on the Business Model and Cost Recovery Mechanism of New Energy Storage on Source-Grid-Load Side of Power SystemEn

  • 摘要:
        目的   在“双碳”目标下,以新能源为主体的新型电力系统在“源网荷”侧均赋予了储能重要战略地位,在灵活电力市场机制下,挖掘储能商业模式及成本回收机制,完善储能相关市场规则和支撑政策机制,对促进储能可持续发展,推进新型电力系统的建设和双碳目标的实现有着重要意义。
        方法   基于国内外储能收益定价经验,采用经营期定价法、成本+合理收益、电力失负荷价值等多种方法对储能收益来源及成本回收机制进行了测算。
        结果   基于现有政策路径,全面梳理了“源网荷”侧新型储能应用场景、商业模式及成本回收机制,总结了现存问题及政策建议。
        结论   研究成果具备较好的可操作性和参考性,可为储能大规模发展和政策制定提供有益参考。
    Abstract:
        Introduction   Under the goal of "carbon peak and neutrality" goal, the new power system with new energy as the main body has attached great importance to energy storage on the "source-grid-load" side. Exploring the energy storage business model and cost recovery mechanism, and improving the energy storage related market rules and supporting policy mechanism are of great significance to promote the sustainable development of energy storage, the construction of new power system and the realization of the "carbon peak and neutrality" goal.
        Method   The source of energy storage income is calculated by using various methods such as operation period pricing method, cost + reasonable income and power load loss value based on energy storage pricing at home and abroad.
        Result   The application scenarios, business models and cost recovery mechanism of new energy storage on the "source-grid-load" side were sorted out, and the existing problems and policy suggestions were summarized.
        Conclusion   The research results are of good operability and reference value, and can provide useful reference for the development and policy-making of energy storage.
  • 图  1   2020年底我国储能项目的累计装机规模

    Figure  1.   Cumulative installed capacity of China's energy storage projects by the end of 2020

    图  2   我国电化学储能电池的应用场景分布

    Figure  2.   Distribution of application scenarios of electrochemical energy storage batteries in China

    图  3   集中式新能源侧储能商业模式

    Figure  3.   The business model of energy storage in generation side

    图  4   关键节点布局储能商业模式

    Figure  4.   The business model of distributing energy storage on key node

    图  5   电网末端及偏远地区配置储能商业模式

    Figure  5.   The business model of energy storage at the end of power grid and remote areas

    图  6   重要负荷用户配置储能商业模式

    Figure  6.   The business model of energy storage configured by important load users

    图  7   终端用户储能融合发展商业模式

    Figure  7.   The business model of energy storage integrated development with end user

    图  8   供需互动储能商业模式

    Figure  8.   The business model of interactive energy storage between supply and demand

    表  1   储能度电成本测算

    Table  1   The calculation of electrochemical energy storage LCOE

    费用明细磷酸铁锂电储能抽水蓄能电站
    储能造价 1200
    元/kWh
    2500
    元/kWh
    5500
    元/kW
    7000
    元/kW
    循环次数或循环年限 5000次 5000次 40年 40年
    造价成本/[元·(kWh)−1] 0.12 0.25 0.1 0.12
    运维成本/(元·(kWh)−1) 0.024 0.03 0.06 0.07
    税金及损耗成本/[元·(kWh)−1] 0.13 0.11 0.08 0.1
    成本/[元·(kWh)−1] 0.27 0.39 0.24 0.29
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    表  2   新能源项目加装储能承受能力的测算表

    Table  2   The affordability of new energy projects with energy storage

    项目造价盈利分析造价下降测算
    光伏造价降至2.7元/W,安装10%容量的储能,光伏项目可满足7%的收益率现规划项目造价约为4元/W,需下降33%
    风电项目造价降至6.5元/W,安装10%容量的储能,风电项目可满足7%的收益率现规划项目造价约为7元/W,需下降7%
    注:以上造价数据为2021年底数据。
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    表  3   发电侧储能主要应用场景及其商业模式

    Table  3   Main application scenarios and business models of energy storage on the power generation side

    收益模式市场化机制非市场化机制费用承担方
    减少弃电收益在用电低谷期,利用储能集蓄新能源弃电,在用电高峰期再放电上网,解决新能源弃电问题建立发电侧调峰市场,采用新能源与储能双边协商或集中竞价的价格确定充放电
    价格
    基于项目经营期法,按既定的收益率反算年度收入,由新能源站场按容量支付租金新能源
    深度调峰电力系统存在调峰需求,发电侧储能申报独立容量参与系统调峰服务按地区调峰市场机制
    执行
    设定区域调峰补偿价格,按充电电量补偿并网发电厂及市场化
    用户
    调频发电侧侧储能申报独立容量参与调频服务按地区调频市场机制
    执行
    无市场化机制区域按两个细则执行并网发电厂
    需求侧响应发电侧储能申报独立容量参与需求侧响应按地区需求侧响应机制执行无市场化机制区域按固定电价补偿市场化用户
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    表  4   电网侧储能主要应用场景及其商业模式

    Table  4   Main application scenarios and business models of grid side energy storage

    应用场景主要用途成本回收机制
    关键节点
    布局储能
    电力调峰,系统调频,
    备用容量,缓解电网阻塞
    市场化收益由市场主体共摊;
    非市场收益由电网公司支付,
    再从输配电价回收
    电网末端及
    偏远地区
    系统调频,备用容量,
    提升供电可靠性
    重要负荷
    用户需求
    缓解电网阻塞、延缓
    输配电设备扩容升级,
    提升供电可靠性
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    表  5   电网替代性储能定价方法及资金来源机制设定建议

    Table  5   Suggestions on pricing method and fund source mechanism of alternative energy storage in power grid

    储能价格机制定价方法备注成本回收机制
    容量价格按经营期法,设定固定的收益率,涵盖储能的建设成本,运维成本,财务及税金成本等,测算容量
    电价
    鼓励储能参与市场化服务获取收益,在下一个监管周期计算容量电费时,考虑扣除一定比例市场化收益市场化及输配电价回收
    电量电价按照储能充放电损耗,测算电量电价,一般取15%~20%的充放电价差电量电价按储能的实际综合效率确定计入电网
    线损回收
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    表  6   储能备用服务定价方法设定建议

    Table  6   Suggestions on setting pricing method of energy storage standby service

    储能价格
    机制
    定价方法备注
    容量成本C1=I/(T·C)
    式中:C1为储能单位容量成本,I为储能系统投资,T为备用储能期望利用小时数,
    C为储能额定容量。
    指储能提供备用容量所发生的折旧费、维护费等固定费用。
    电能成本C2=Pc
    式中:Pc为储能充电价格。
    储能的电能成本约等于充电费用,这部分成本可以通过电量价格来反映,在备用容量被真正调用时按发电效益进行补偿。
    机会成本在给定的时段t内,备用储能容量参与有功市场的运行:
    C3=Pr·t·(Pe–Ce)
    式中:C3为储能备用机会成本;Pe为储能单位售电收益;Ce为储能充放单位电量成本。
    指储能因提供备用而减少的发电量收益。假设储能将部分容量Pr用作备用,若不参与备用市场,那备用容量将有机会投入运行。
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    表  7   用户侧储能主要应用场景及其商业模式

    Table  7   Main application scenarios and business models of user side energy storage

    应用场景主要用途成本回收机制
    终端用户储能融合发展场景工商业用户、分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等终端用户峰谷套利,节省电费,
    提高供电可靠性电费
    终端用户共摊储能成本
    供需互动储能应用场景聚合不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式资源作为虚拟电厂峰谷套利,参与需求侧响应收益由分散式储能主体和市场化用户共担储能成本
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    表  8   “源网荷”侧新型储能应用场景及商业模式汇总

    Table  8   Summary of new energy storage application scenarios and business models on the "source-grid-load" side

    发电侧储能商业模式汇总
    建设模式集中式共享储能
    商业模式自用容量新能源使用,独立容量可参与系统辅助服务申报。
    收益来源自用容量由新能源通过租金或新能源侧市场化调峰机制获取收益。独立系统辅助服务由系统并网发电厂及市场化用户承担。
    电网侧储能商业模式汇总
    建设模式分散式或集中式储能
    商业模式电网替代性储能投资采用非市场模式,通过两部制电价回收;其他独立储能采用市场化模式回收,辅助服务收益为主要收益来源。
    收益来源容量电费+电量电费纳入输配电价回收,全网用户分摊;辅助服务市场费用,按谁收益,谁承担的原则,由用电用户和发电侧共担。
    用户侧储能商业模式汇总
    建设模式集中式共享储能或分散式储能
    商业模式非市场模式:峰谷套利、需量管理、保证自身用电可靠性;市场模式:参与需求侧响应
    收益来源主要来源峰谷价差套利,其次需求侧响应收益通过需求侧响应地区市场化用户承担。
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出版历程
  • 收稿日期:  2020-11-30
  • 修回日期:  2022-04-18
  • 网络出版日期:  2022-12-24
  • 刊出日期:  2022-12-22

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