工商業(yè)儲能商業(yè)模式分析及IRR測算

1工商業(yè)儲能商業(yè)模式分類? 作為用戶側(cè)儲能，一般情況下工商業(yè)儲能通過電價差獲得收益，主要包括以下三種商業(yè)模式：? ①需求管理（Demand

charge

management）：利用儲能電池系統(tǒng)，減少客戶峰值電力需求及相關(guān)費(fèi)用。? ②峰谷套利（Time-of-use

(TOU)

arbitrage）：隨著分時電價、現(xiàn)貨市場等全面推進(jìn)，利用峰谷價差實(shí)現(xiàn)低充高放，從而實(shí)現(xiàn)峰谷價差套利。? ③自發(fā)自用（Self-consumption）：光伏上網(wǎng)電價相比用電電價有大幅折價，通過工商業(yè)儲能配套分布式光伏系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電高比例自發(fā)自用。? 此外，隨分布式微網(wǎng)、虛擬電廠等方式接入大電網(wǎng)，工商業(yè)儲能也可通過參與調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)方式，獲得一定收益（此時類似于電網(wǎng)側(cè)儲能）。圖：江蘇省7月分時電價（元/kwh）、工商業(yè)儲能峰谷套利及需求管理12工商業(yè)分布式光伏配儲（類戶儲模式）? 工商業(yè)儲能作為規(guī)模相對較大的用戶側(cè)儲能（相比戶儲），同時兼具大儲與戶儲商業(yè)模式。? 類比戶用光儲系統(tǒng)自發(fā)自用、日發(fā)夜用模式，工商業(yè)儲能通過配套分布式光伏系統(tǒng)，如工業(yè)園屋頂光伏等，構(gòu)建園區(qū)微電網(wǎng)，可以實(shí)現(xiàn)日間余電存儲，夜間或峰時放電，從而降低企業(yè)用電成本。? 系統(tǒng)相關(guān)假設(shè)?表：工商業(yè)光儲收入測算江蘇某5MW/10MWh園區(qū)工商業(yè)儲能電站：建設(shè)總成本1500萬元；以光伏平均上網(wǎng)電價作為系統(tǒng)充電成本，每日充放一次；放電深度75%，系統(tǒng)效率90%。? 結(jié)果一：若峰時與夜間各放電一半，年節(jié)約電費(fèi)159萬元? 結(jié)果二：若全部峰時放出，年節(jié)約電費(fèi)217萬元圖：江蘇省7月分時電價（元/kwh）2工商業(yè)光儲收益測算模型（江蘇7月35kv工商業(yè)電價）假設(shè)：以光伏上網(wǎng)電價作為充電成本，放電電量中，峰時與夜間各一半?yún)?shù)儲能設(shè)備成本1300儲能電站成本(含設(shè)計及建設(shè)成本)（元/kWh）1500儲能功率

(MW)5儲能時間（h）2光伏平均上網(wǎng)電價（元/kWh）0.25峰時電價（元/kWh）1.13夜間電價，以平時計（元/kWh）0.66放電深度（%）75%系統(tǒng)能量效率90%循環(huán)壽命（次）6000儲能單日充放電次數(shù)（天）1生命周期（年）16.44建設(shè)成本（萬元）1500假設(shè)1：放電電量中，峰時與夜間各一半每日節(jié)約電費(fèi)（元）4356.79年節(jié)約電費(fèi)（萬元）159.02假設(shè)2：放電電量中，均在峰時釋放每日節(jié)約電費(fèi)（元）5956.20年節(jié)約電費(fèi)（萬元）217.403工商業(yè)峰谷價差套利模式3.1

分時電價機(jī)制逐步完善? 分時電價機(jī)制逐步完善，峰谷價差拉大利于工商業(yè)儲能盈利改善? 2021年7月26日，發(fā)改委價格司發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，提出優(yōu)化分時電價機(jī)制、強(qiáng)化分時電價機(jī)制執(zhí)行、加強(qiáng)分時電價機(jī)制實(shí)施保障三方面要求。? 其中，對于優(yōu)化分時電價機(jī)制，重點(diǎn)提出完善峰谷電價機(jī)制、建立尖峰電價機(jī)制、健全季節(jié)性電價機(jī)制。表：關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知3政策要求詳細(xì)內(nèi)容總體要求適應(yīng)新能源大規(guī)模發(fā)展、電力市場加快建設(shè)、電力系統(tǒng)峰谷特性變化等新形勢新要求，持續(xù)深化電價市場化改革、充分發(fā)揮市場決定價格作用，形成有效的市場化分時電價信號。在保持銷售電價總水平基本穩(wěn)定的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步完善目錄分時電價機(jī)制，更好引導(dǎo)用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進(jìn)新能源消納，為構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)、保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)運(yùn)行提供支撐。優(yōu)化分時電價機(jī)制完善峰谷電價機(jī)制科學(xué)劃分峰谷時段。各地要統(tǒng)籌考慮當(dāng)?shù)仉娏┬锠顩r、系統(tǒng)用電負(fù)荷特性、新能源裝機(jī)占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，將系統(tǒng)供需緊張、邊際供電成本高的時段確定為高峰時段，引導(dǎo)用戶節(jié)約用電、錯峰避峰；將系統(tǒng)供需寬松、邊際供電成本低的時段確定為低谷時段，促進(jìn)新能源消納、引導(dǎo)用戶調(diào)整負(fù)荷?？稍偕茉窗l(fā)電裝機(jī)比重高的地方，要充分考慮新能源發(fā)電出力波動，以及凈負(fù)荷曲線變化特性。

合理確定峰谷電價價差。各地要統(tǒng)籌考慮當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機(jī)占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，合理確定峰谷電價價差上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。建立尖峰電價機(jī)制各地要結(jié)合實(shí)際情況在峰谷電價的基礎(chǔ)上推行尖峰電價機(jī)制。尖峰時段根據(jù)前兩年當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)最高負(fù)荷95%及以上用電負(fù)荷出現(xiàn)的時段合理確定，并考慮當(dāng)年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調(diào)整；尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和可再生能源裝機(jī)占比大、電力系統(tǒng)階段性供大于求矛盾突出的地方，可參照尖峰電價機(jī)制建立深谷電價機(jī)制。強(qiáng)化尖峰電價、深谷電價機(jī)制與電力需求側(cè)管理政策的銜接協(xié)同，充分挖掘需求側(cè)調(diào)節(jié)能力。健全季節(jié)性電價機(jī)制日內(nèi)用電負(fù)荷或電力供需關(guān)系具有明顯季節(jié)性差異的地方，要進(jìn)一步建立健全季節(jié)性電價機(jī)制，分季節(jié)劃分峰谷時段，合理設(shè)置季節(jié)性峰谷電價價差；水電等可再生能源比重大的地方，要統(tǒng)籌考慮風(fēng)光水多能互補(bǔ)因素，進(jìn)一步建立健全豐枯電價機(jī)制，豐、枯時段應(yīng)結(jié)合多年來水、風(fēng)光出力特性等情況合理劃分，電價浮動比例根據(jù)系統(tǒng)供需情況合理設(shè)置。鼓勵北方地區(qū)研究制定季節(jié)性電采暖電價政策，通過適當(dāng)拉長低谷時段、降低谷段電價等方式，推動進(jìn)一步降低清潔取暖用電成本，有效保障居民冬季清潔取暖需求。3.2

峰谷價差加大顯著提升工商業(yè)儲能盈利能力? 峰谷價差套利是工商業(yè)儲能目前最常見最普遍商業(yè)模式之一，通過低充高放實(shí)現(xiàn)套利。? 隨著分時電價機(jī)制逐步完善，多省市推出季節(jié)性尖峰電價機(jī)制：在夏季與冬季部分用電高峰月份，尖峰電價（部分省市還有深谷電價機(jī)制）進(jìn)一步拉大峰谷價差；多省市更新峰谷電價政策，尖峰電價和低谷電價上下浮動比例更高，意味著峰谷電價差進(jìn)一步拉大，為儲能打來更多盈利空間。表：部分省市工商業(yè)峰谷電價政策更新4省市發(fā)布時間相關(guān)政策峰谷時段劃分季節(jié)性電價峰谷比價水平河南11月5日全年峰谷時段按每日24小時分為高峰、平段、低谷三段各8小時，其中，高峰時段為10-14時和17-21時，低谷時段為23時至次日7時，其余時段為平段每年1月、7-8月、12月，對分時電價電力用戶執(zhí)行季節(jié)性電價，在平段電價不變的基礎(chǔ)上，峰平谷電價比調(diào)整為1.71:1:0.47峰平谷電價比調(diào)整為1.64:1:0.41，峰段電價以平段電價為基礎(chǔ)上浮64%、谷段電價以平段電價為基礎(chǔ)下浮59%每年1月、7-8月、12月，對分時電價電力用戶執(zhí)行尖峰電價，其中，1月、12月尖峰時段為每日18-19時，7-8月尖峰時段為每日12-14時和20-21時，用電價格在其他月份峰段電價基礎(chǔ)上上浮20%江西11月7日其他季節(jié)(2-6、10-11月)：16:00-22:00為高峰時段，00:00-06:00為低谷時段，其余為平段冬季(1月、12月)：每日17:00-19:00為尖峰時段，9:00-12:00、19:00-20:00為高峰時段，00:00-06:00為低谷時段，其余為平段夏季(7-9月)：每日20:00-22:00為尖峰時段，16:00-20:00為高峰段，00:00-06:00為低谷時段，其余為平段高峰時段電價上浮50%,尖峰時段電價在高峰時段電價基礎(chǔ)上上浮20%,低谷時段電價下浮50%山東11月29日全年峰谷時段按每日24小時分為高峰、平段、低谷三段各8小時，其中，高峰時段為10-14時和17-21時，低谷時段為23時至次日7時，其余時段為平段每年1月、7-8月、12月，對分時電價電力用戶執(zhí)行季節(jié)性電價，在平段電價不變的基礎(chǔ)上，峰平谷電價比調(diào)整為1.71:1:0.47峰平谷電價比調(diào)整為1.64:1:0.41，峰段電價以平段電價為基礎(chǔ)上浮64%、谷段電價以平段電價為基礎(chǔ)下浮59%每年1月、7-8月、12月，對分時電價電力用戶執(zhí)行尖峰電價，其中，1月、12月尖峰時段為每日18-19時，7-8月尖峰時段為每日12-14時和20-21時，用電價格在其他月份峰段電價基礎(chǔ)上上浮20%河北12月6日其他季節(jié)(每年3、4、5月及9、10、11月)低谷：1-6時、12-15時；平段：0-1時、6-12時、15-16時；高峰：16-24時夏季(6、7、8月)低谷0-8時；平段8-15時、23-24時；高峰15-19時、22-23時；尖峰19-22時冬季(每年12、次年1、2月)低谷：1-6時、12-15時；平段：0-1時、6-12時、15-16時；高峰：16-17時、19-24時；尖峰：17-19時平段電價按市場交易購電價格或電網(wǎng)代理購電平均上網(wǎng)價格執(zhí)行，高峰和低谷時段用電價格在平段電價基礎(chǔ)上分別上下浮動70%；尖峰時段用電價格在高峰電價基礎(chǔ)上上浮20%湖北12月9日尖峰時段(每日20：00-22：00)低谷時段(每日23：00-次日7：00)每年用電高峰月份(夏季7月8月、冬季12月1月)，尖峰時段基礎(chǔ)電價浮動比例由1.8調(diào)整為2，低谷時段基礎(chǔ)電價浮動比例由0.48調(diào)整為0.45尖峰電價180%，低谷電價48%上海12月16日除夏季外其他月份：高峰時段：8:00-11:00、18:00-21:00平時段：6:00-8:00、11:00-18:00、21:00-22:00低谷時段：22:00-次日6:00其中，冬季(1月、12月)19:00-21:00為尖峰時段夏季(7、8、9月)和冬季(1、12月)高峰時段電價在平段電價基礎(chǔ)上上浮80%，低谷時段電價在平段電價基礎(chǔ)上下浮60%，尖峰時段電價在高峰電價的基礎(chǔ)上上浮25%1、一般工商業(yè)及其他兩部制、大工業(yè)兩部制用電其他月份高峰時段電價在平段電價基礎(chǔ)上上浮60%，低谷時段電價在平段電價基礎(chǔ)上下浮50%2、其他月份高峰時段電價在平段電價基礎(chǔ)上上浮17%，低谷時段電價在平段電價基礎(chǔ)上下浮45%? 7月峰谷價差看，上海市、廣東珠三角五市、廣東江門、廣東惠州、湖南省等地區(qū)峰谷價差居前：? 以35kv大工商業(yè)兩部制電價為例：? ①廣東、海南、上海、浙江等東部省份峰谷電價差相對較大? ②7月部分省市進(jìn)入夏季尖峰月份，尖峰電價機(jī)制價差更高：以珠三角五市為例，7月價差為1.2011元/kWh（尖峰-低谷），6月價差為0.8885（高峰-低谷），環(huán)比+35%。圖：部分省市7月工商業(yè)峰谷電價差（元/kwh）0.200.000.403.3

全國主要省份7月峰谷價差一覽1.401.201.000.800.60于廣東東西兩翼廣東粵北山區(qū)尖峰-低谷高峰-低谷? ③峰谷價差擴(kuò)大是長期趨勢：同比數(shù)據(jù)5看，近七成的區(qū)域，7月峰谷價差同比增長；環(huán)比數(shù)據(jù)看，超過九成的區(qū)域7月峰谷價差環(huán)比增長（7月進(jìn)入尖峰電價有一定影響，若不考慮尖峰電價，僅比較高峰-低谷價差變動，全國僅5省環(huán)比下降，且降幅低于2分/kwh）。? ④江蘇、安徽等省目前暫無普適性尖峰電價政策，但其高峰-低谷價差相對處全國居前? 注：本章及后續(xù)測算相關(guān)電價數(shù)據(jù)均選取35kv大工商業(yè)兩部制電價作為標(biāo)準(zhǔn)上海廣東珠三角…廣東江門市廣東惠州市江蘇湖南安徽海南重慶浙江河南山東北京城區(qū)江西陜西河北天津四川吉林黑龍江福建遼寧廣西北京郊區(qū)內(nèi)蒙古東山西青海新疆云南寧夏甘肅3.4

以湖北為例：電價相關(guān)政策解讀? 三期輸配電價政策6月起運(yùn)行，新方案對線損及系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)進(jìn)一步細(xì)化：? 5月國家發(fā)改委發(fā)布了《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，新的輸配電價方案將于6月1日實(shí)施。? 在6月份的代理購電價格中，出現(xiàn)了上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用。其中系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等。? 因此電價實(shí)際計算方式為：? 5月：代理購電價+輸配電價+政府基金及附加+代理購電綜合損益分?jǐn)偅ú糠謪^(qū)域）+容/需量電價? 6月起：代理購電價+輸配電價+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價+政府基金及附加+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用+容/需量電價。? 峰谷電價=基礎(chǔ)電價（代理購電價+輸配電價+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損折價）×系數(shù)+政府性基金及附加+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)（不同省份對基礎(chǔ)電價定義可能不同，如廣東對系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)部分也納入基礎(chǔ)電價，計算峰谷電價時會乘以系數(shù)，而湖北省系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)不計算系數(shù)）（注：容/需量電價獨(dú)立計入，與度電電價無關(guān)）表：湖北省工商業(yè)電價構(gòu)成方式（電價數(shù)據(jù)為23年7月）

（元/kwh）6代理購電價電度輸配電價上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損系數(shù)政府性基金及附加系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用合計尖峰-低谷高峰-低谷尖峰2.001.2833高峰0.48990.10650.02141.490.04520.00250.96820.95760.6425平時（基礎(chǔ)電價）1.000.6655低谷0.450.32573.4

以湖北為例：峰谷價差計算方式? 湖北分時電價政策更新，提高冬夏兩季尖峰電價系數(shù)，降低低谷電價系數(shù)：? 2022年12月9日，湖北省發(fā)改委出臺了《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制有關(guān)的通知》（鄂發(fā)改價管〔2022〕406號），在每年冬季、夏季用電高峰月份（冬季1月、12月，夏季7月、8月），省內(nèi)執(zhí)行峰谷分時電價政策用戶的尖峰時段基礎(chǔ)電價倍率由1.8調(diào)整至2.0，低谷時段基礎(chǔ)電價倍率由0.48調(diào)整至0.45。其他月份尖峰、低谷時段的基礎(chǔ)電價倍率仍分別按1.8和0.48執(zhí)行。圖：湖北省工商業(yè)峰谷電價系數(shù)及時段0.4811.4911.810.481.81.61.41.210.80.60.40.2020

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23湖北峰谷電價系數(shù)-其他月份0.4511.49110.4521.81.61.41.210.80.60.40.200

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23? 湖北尖峰時段:20:00-22:00；高峰時段:9:00-15:00；低谷2湖北峰谷電價系數(shù)-冬夏7時段:23:00-次日7:00；其余為平時段。? 與其他省份不同，湖北省全年均有尖峰、高峰、平時、低谷四個時段，冬夏調(diào)整尖峰及低谷系數(shù)從而放大峰谷價差。? 假設(shè)日內(nèi)兩次充放，則實(shí)際運(yùn)行價差為一次“谷-峰”+一次“平-尖峰”表：湖北省儲能電站兩次充放對應(yīng)電價差（元/kwh）除冬夏外(8個月）

代理購電價

電度輸配電

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尖峰-平時尖峰0.48990.10650.02141.800.04520.00251.15970.4942高峰0.48990.10650.02141.490.04520.00250.96820.6240平時（基礎(chǔ)電價）0.48990.10650.02141.000.04520.00250.6655低谷0.48990.10650.02140.480.04520.00250.3442冬季&夏季(4個月）代理購電價電度輸配電價上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損系數(shù)政府性基金及附加系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用合計高峰-低谷尖峰-平時尖峰0.48990.10650.02142.000.04520.00251.28330.6178高峰0.48990.10650.02141.490.04520.00250.96820.6425平時（基礎(chǔ)電價）0.48990.10650.02141.000.04520.00250.6655低谷0.48990.10650.02140.450.04520.00250.3257? 我們以湖北為例測算了工商業(yè)儲能峰谷套利，當(dāng)前電價差下，預(yù)期湖北省工商儲全投資IRR約為5.59%。? 關(guān)鍵假設(shè)如下：? 1）工商業(yè)儲能電站成本1.5元/Wh? 2）生命周期6000次，每日充放電2次? 3）放電深度75%，系統(tǒng)效率90%注：兩段充放電價差取全年算數(shù)平均值（冬夏4個月低谷與尖峰系數(shù)調(diào)整）? 測算湖北工商業(yè)儲能全投資IRR為5.6%，主要原因由于湖北基礎(chǔ)電價（0.6655元/kwh）相對較低，高峰時段系數(shù)也較小（1.49），因此兩次充放電全年平均價差0.58元/kwh。表：湖北省工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算3.4

以湖北為例：工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算8表：湖北省工商業(yè)峰谷套利測算相關(guān)參數(shù)參數(shù)儲能設(shè)備成本1300儲能電站成本(含設(shè)計及建設(shè)成本)（元/kWh1500儲能功率

(MW)5儲能時間（h）2充放價差1（元/kWh）0.63充放價差2（元/kWh）0.54平均充放價差（元/kWh）0.58放電深度（%）75%系統(tǒng)能量效率90%循環(huán)壽命（次）6000儲能單日充放電次數(shù)（天）2前33%生命周期容量保持率90%33%-66%生命周期容量保持率80%66%-100%生命周期容量保持率70%運(yùn)維成本（/系統(tǒng)成本）8%其他成本（/系統(tǒng)成本）10%電站殘值（/系統(tǒng)成本）5%建設(shè)成本（萬元）1500單位：萬元0123456789初始投資-1500運(yùn)營利潤287.17287.17278.87255.26255.26238.65223.35223.3548.95運(yùn)維成本-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-3.20其他成本-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.00電站殘值75.00現(xiàn)金流-1500254.32254.32246.02222.41222.41205.80190.50190.50116.75IRR5.59%3.5

以江蘇為例：工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算? 我們以同樣的參數(shù)測算江蘇工商儲全投資IRR為9.42%，已具有一定盈利性：? 江蘇峰谷時段及系數(shù)如下：江蘇省高峰時段：8-11，17-22；平時時段：11-17，22-24；低谷時段：0-8。高峰系數(shù)1.7196，低谷系數(shù)0.4185。? 江蘇IRR相比湖北有明顯提升，主要由于更大的電價系數(shù)差帶來更高峰谷價差，2次充放全年平均價差達(dá)0.67元/kwh，顯著高于湖北0.58的價差注：江蘇對315千伏安及以上工業(yè)用電執(zhí)行夏季尖峰電價，時間段為14-15，20-21，同時17-18調(diào)整為平時，尖峰電價為峰時電價上浮20%，因無普適性此處測算暫不考慮江蘇尖峰電價。表：江蘇省工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算0.287月江蘇35kv工商業(yè)兩部制分時電價（元/kwh）1.13 1.130.660.000.200.400.600.801.001.200

1

2

3

4

5

6

7

8

9

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20

21

22

239表：江蘇省工商業(yè)峰谷套利測算相關(guān)參數(shù)參數(shù)儲能設(shè)備成本1300儲能電站成本(含設(shè)計及建設(shè)成本)（元/kWh1500儲能功率

(MW)5儲能時間（h）2充放價差1（元/kWh）0.86充放價差2（元/kWh）0.47平均充放價差（元/kWh）0.67放電深度（%）75%系統(tǒng)能量效率90%循環(huán)壽命（次）6000儲能單日充放電次數(shù)（天）2前33%生命周期容量保持率90%33%-66%生命周期容量保持率80%66%-100%生命周期容量保持率70%運(yùn)維成本（/系統(tǒng)成本）8%其他成本（/系統(tǒng)成本）10%電站殘值（/系統(tǒng)成本）5%建設(shè)成本（萬元）1500單位：萬元0123456789初始投資-1500運(yùn)營利潤327.85327.85318.37291.42291.42272.46255.00255.0055.89運(yùn)維成本-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-3.20其他成本-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.00電站殘值75.00現(xiàn)金流-1500295.00295.00285.52258.57258.57239.61222.15222.15123.69IRR9.42%3.6

以廣東為例：峰谷價差相關(guān)政策及測算? 廣東21年起即開始拉大峰谷價差，調(diào)整峰谷系數(shù)：? 21年9月，廣東發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善我省峰谷分時電價政策有關(guān)問題的通知》其中明確提出，拉大峰谷電價差，峰平谷比價從1.65:1:0.5調(diào)整為1.7:1:0.38。? 尖峰電價在上述峰谷分時電價的峰段電價基礎(chǔ)上上浮25%。尖峰電價執(zhí)行時間為7月、8月和9月三個整月，尖峰電價每天的執(zhí)行時段為11-12時、15-17時共三個小時。圖：廣東省工商業(yè)峰谷電價系數(shù)及時段表：實(shí)際測算廣東充放電價差（珠三角五市）? 以珠三角五市電價為例? 尖峰-低谷價差為1.2011元/kwh，高峰-低谷價差為0.9086元/kwh?

假設(shè)日內(nèi)兩次2h充放：廣東省內(nèi)夏季為

“谷2h充-峰1h放+尖峰1h放”+“平2h充-尖峰2h放”，其他季節(jié)為

“谷2h充-峰2h放”+

“平2h充-峰2h放”。? 綜合測算廣東珠三角五市全年加權(quán)平均充放價差為0.75元/kWh。0.38廣東峰谷電價系數(shù)-夏季2.125

2.1251.7

1.71 12.521.510.500 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

222.5廣東峰谷電價系數(shù)-其他春秋冬(9個月）

代理購電價

電度輸配電價

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損

系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用

系數(shù)政府性基金及附加合計充放1充放2101.7 1.71110.38高峰0.56590.10090.01580.00571.700.02771.19780.90860.48182平時（基礎(chǔ)電價）0.56590.10090.01580.00571.000.02770.7160低谷0.56590.10090.01580.00570.380.02770.28921.5夏季(3個月） 代理購電價

電度輸配電價

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損

系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用 系數(shù) 政府性基金及1 附加合計充放1充放2尖峰0.56590.10090.01580.00572.130.02771.49031.05480.77430.5高峰0.56590.10090.01580.00571.700.02771.1978平時（基礎(chǔ)電價）0.56590.10090.01580.00571.000.02770.71600低谷0.56590.10090.01580.00570.380.02770.289202468 10

12

1416182022? 6000次循環(huán)下廣東工商業(yè)IRR可達(dá)13.2%；

8000次循環(huán)下廣東工商業(yè)IRR可達(dá)17.9%。? 以珠三角五市電價測算，參數(shù)主要假設(shè)與前述相同，夏季由于執(zhí)行尖峰電價政策，兩次充放分別為“谷2-峰1+尖峰1”+

“平2-尖峰2”；全年取夏季與春秋冬充放電價差加權(quán)均值。?

我們認(rèn)為：在峰谷價差相對較高的廣東省，工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)較為優(yōu)秀，且隨著儲能技術(shù)不斷改進(jìn)迭代，目前中高端的工商業(yè)儲能產(chǎn)品已經(jīng)可以實(shí)現(xiàn)8000次以上循環(huán)，對應(yīng)全投資IRR達(dá)18%。表：廣東省工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算（6000次循環(huán)）3.6

以廣東為例：工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算表：廣東省工商業(yè)儲能峰谷套利IRR測算（8000次循環(huán)）11表：廣東省工商業(yè)峰谷套利測算相關(guān)參數(shù)參數(shù)儲能設(shè)備成本儲能電站成本(含設(shè)計及建設(shè)成本)（元/kWh儲能功率

(MW)儲能時間（h）充放價差1（元/kWh）充放價差2（元/kWh）平均充放價差（元/kWh）放電深度（%）系統(tǒng)能量效率循環(huán)壽命（次）

儲能單日充放電次數(shù)（天）前33%生命周期容量保持率33%-66%生命周期容量保持率66%-100%生命周期容量保持率運(yùn)維成本（/系統(tǒng)成本）其他成本（/系統(tǒng)成本）電站殘值（/系統(tǒng)成本950.550.7575%90%6000290%80%70%8%10%5%建設(shè)成本（萬元）1500單位：萬元01234567891011初始投資-1500運(yùn)營利潤369.58369.58369.58355.29328.51328.51328.51300.05287.45287.45275.64運(yùn)維成本-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.95-10.50其他成本-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.69-13.13電站殘值75.00現(xiàn)金流-1500344.94344.94344.94330.65303.88303.88303.88275.41262.81262.81327.01IRR17.94%單位：萬元0123456789初始投資-1500運(yùn)營利潤369.58369.58358.89328.51328.51307.14287.45287.4563.00運(yùn)維成本-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-14.60-3.20其他成本-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-18.25-4.00電站殘值75.00現(xiàn)金流-1500336.73336.73326.04295.66295.66274.29254.60254.60130.80IRR13.17%3.7

工商業(yè)峰谷價差敏感性測算? 在0.8元/kwh充放電價差，1.5元/wh儲能成本下，

6000次與8000次循環(huán)對應(yīng)IRR分別為15.31%及19.91%，工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)性已逐步體現(xiàn)。? 當(dāng)前1.5元/wh儲能成本下，0.65元/kwh的充放電價差即可帶來8.7%以上的IRR（6000循環(huán)），隨儲能成本持續(xù)下降，儲能技術(shù)水平提升，峰谷價差進(jìn)一步拉大，多因素將驅(qū)動工商業(yè)儲能IRR進(jìn)一步提升。表：工商業(yè)峰谷價差套利敏感性測算126000次循環(huán)下IRR敏感性測算平均充放價差（元/kWh）13.17%0.600.650.700.750.800.850.900.951.00工商業(yè)儲能電站成本(含設(shè)計及建設(shè)成本)（元/kWh）14008.40%10.82%13.17%15.47%17.71%19.90%22.06%24.19%26.28%14507.37%9.74%12.04%14.29%16.48%18.62%20.73%22.80%24.84%15006.40%8.73%10.98%13.17%15.31%17.41%19.47%21.49%23.48%15505.48%7.76%9.97%12.12%14.21%16.27%18.28%20.26%22.20%16004.61%6.85%9.01%11.12%13.17%15.18%17.15%19.09%20.99%16503.78%5.97%8.10%10.17%12.18%14.15%16.08%17.98%19.84%17002.99%5.14%7.23%9.26%11.24%13.17%15.06%16.92%18.75%8000次循環(huán)下IRR敏感性測算平均充放價差（元/kWh）17.94%0.600.650.700.750.800.850.900.951.00工商業(yè)儲能電站成本(含設(shè)計及建設(shè)成本)（元/kWh）140013.57%15.79%17.94%20.05%22.13%24.16%26.17%28.15%30.11%145012.64%14.80%16.91%18.97%20.99%22.97%24.93%26.86%28.76%150011.76%13.87%15.93%17.94%19.91%21.85%23.76%25.64%27.50%155010.92%12.99%15.01%16.97%18.90%20.79%22.65%24.49%26.30%160010.13%12.16%14.13%16.06%17.94%19.79%21.61%23.40%25.17%16509.37%11.36%13.30%15.19%17.03%18.84%20.62%22.37%24.10%17008.65%10.61%12.51%14.36%16.17%17.94