随着全球碳中和进程加快，新能源发电占比逐渐增多，储能重要性凸显。

现阶段，经济性或为抑制储能放量关键因素。因此，我们对不同情景下储能经济性进行测算，探寻中国储能迎来内生需求时间节点，进而为储能未来需求测算提供依据。

储能经济性测算

以单位净电价（注：我们将上网价格与充电价格的差值定义为单位净电价）与储能系统价格为关键变量，分别对每日一充一放、两充两放情景下储能经济性进行测算，测算结果如下表（关键假设：储能系统配储时长为2h，循环寿命6000次，年运行天数300天）。


在一充一放情景下，当系统价格在1.7元/Wh及以下，单位净电价在0.7元/kWh及以上时，电化学储能系统将普遍具备较佳经济性。若能实现每日两充两放，则系统价格在1.9元/Wh及以下，单位净电价在0.6元/Wh及以上时，便可具备经济性。


目前，海外因电价峰谷价差较大、电价平均水平高、补贴支持力度大，即使储能系统价格较高，亦可实现经济效益。对于中国，因电价较低、峰谷价差不足、补贴力度小等因素，储能经济性仍较差，储能市场化应用仍在探索阶段。

2021年以来，中国对于新型储能支持力度逐渐加大，通过多方面政策完善储能商业模式（拉大峰谷价差、支持电化学储能参与调峰辅助服务、探索将电网替代型储能设施成本纳入输配电价回收、研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制、免除向电网送电的独立储能电站输配电价和政府性基金及附加、地方政府对分布式储能进行补贴等），以此促进储能经济性，助其尽快实现市场化发展。

随原材料价格下行，储能系统成本将逐渐降低

除商业模式不完善外，储能系统成本高、利用小时数不足为储能经济效益差的主要瓶颈。我们预计随关键原材料价格边际下行，储能系统成本将逐渐降低；利用小时数问题，则将伴随商业模式完善、储能市场主体地位被确认等，逐渐解决。

对于采用两部制电价的工商业用户，储能可助其实现峰谷价差套利的同时，降低最大需量，实现多元化经济收益。根据我们测算，对于成本为1.5元/Wh的储能系统，若能同时实现峰谷价差套利+需量费用管理，IRR可超过10%，经济效益极佳。

对于参与调频辅助服务市场的机组，其收益按照调节里程测算，故我们对调频储能单位里程成本测算。

核心假设如下：储能功率为1MW，配储时长0.5小时，系统单位成本为3元/Wh，电池使用寿命为5年，年运维费用为初始投资1%，储能调频响应时间为1.8分钟，间隔时间2分钟，调频出力系数为0.8，年运行天数300天，贴现率为8%。在我们假设条件下，测算得出调频储能里程成本约为4.58元/MW。

目前，全国辅助服务市场已渐趋成熟，按效果付费、“谁收益谁承担”等模式逐渐普及，调频储能已有较大获益空间。

以湖北省为例，其调频里程补偿=调节里程*综合调频性能指标（KP）*出清价格*调节系数，其中，综合调频性能指标（KP）=调节速率（K1）*调节精度（K2）*调节时间（K3），上限为3，储能可达到理论上限；调频里程价格下限为5元/MW；储能调节系数为0.7。


因此，在最低报价下，储能可获得理论补偿为10.5元/MW，远高于单位里程成本。此外，当报价相同时，将根据KP决定出清顺序，储能KP可达到理论上限，故将优先出清，利用小时数具有保障。

当下储能发展的主要任务是针对其经济性进行进一步的改善，加大技术投入，不断提升储能的技术经济性。未来储能的应用必须要和工程的具体情况紧密结合，充分发挥储能的经济价值，为储能的市场化应用打下坚实的基础。

原标题：储能：高电价地区已具备经济性，降本仍为关键！（附经济性测算）