1.前言
2021年多个机构经过测算，表明用户侧储能峰谷价差套利模式下，峰谷价差在0.7元/kWh具备经济性。此后，众多机构和企业将0.7元/kWh视为储能经济性拐点。行业日新月异，新技术不断出炉，储能经济性指标是否仍是0.7元/kWh？
表1：2021年东吴证券用户侧峰谷套利计算
数据来源：东吴证券，2021年《聚势前行，如日方升，开启万亿蓝海新篇章》
2. 储能经济性计算
计算公式
因此，EESA根据数据库中标数据以及参照各机构数据对储能经济性拐点进行分析测算。储能经济性拐点为在充放电电价下，储能项目既不亏钱也不赚钱，即储能成本+充电支出=放电收入。涉及公式如下：
1）放电量*LCOS+充电量+低谷电价=放电量*高峰电价
其中高峰电价=低谷电价+峰谷价差
放电量*LCOS+充电量+低谷电价=放电量*（低谷电价+峰谷价差）
计算可得峰谷价差=LCOS+（充电电量-放电电量）*低谷电价/放电电量=LCOS+（充电电量/放电电量-1）*低谷电价
2）LCOS的计算公式参照LCOE的计算办法。
数据来源：2008年,The Drivers of the Levelized Cost of Electricity for Utility-Scale Photovoltaics
即为：LOCE=[初始投资成本-资产折旧导致税收减免现值+运维成本现值*（1-税率）-固定资产残值现值]/发电量现值
3）贴现系数=1/（1+贴现率）^i，i表示第i年。
核心假设和计算
假设采用1MW/2MWh的磷酸铁锂储能电池项目，其储能固定成本为1.7元/kWh，电池全寿命充放电为6000次，年衰减2%，运营年限10年，贴现率5%。具体数据如下表：
表2：用户侧磷酸铁锂储能电池项目核心假设
数据来源：东吴证券，知网
表3：用户侧用户侧磷酸铁锂储能电池项目LCOS测算过程
根据上述计算得1MW/2MWh的磷酸铁锂储能电池项目按年循环600次，其LCOS为0.389元/kWh。若年循环300次，则LCOS为0.777元/kWh，因此在年循环300次（日内一充一放）地区，即使峰谷价差在0.7元/kWh，储能项目也不具备经济性。该储能项目的单位投资成本为1.7元/Wh，但是在投资中可能出现高于或低于该单位投资成本，若单位投资成本为1.5~2.3，年循环在300~600次，则LCOS范围在0.34~1.05元/kWh。
表4：敏感性分析
峰谷价差计算
根据浙江地区和广东地区电价（不考虑充放电额外税费），
峰谷价差=LCOS+（充电电量/放电电量-1）*低谷电价=0.389+0.11*低谷电价
（其中0.389根据年循环次数和初始投资成本变化，具体可参照表4）
按照浙江10月低谷电价，峰谷价差为0.431元/kWh以上，广东珠三角则为0.422元/kWh以上储能才具备经济性。
表5：10月电价（一般工商业-单一制35KV）
3. 总结
经过上述测算，0.7元/kWh不再是储能经济性拐点。不同地区可以根据上述测算过程进行峰谷价差储能经济性测算。初始投资成本在1.7元/kWh，年循环600次，运营10年，其储能经济性拐点的峰谷价差可以采用0.389+0.11*低谷电价来得出（0.389随年循环次数和初始投资成本变化，具体可参照表4）。据此计算，浙江地区和广东珠三角地区的峰谷价差在0.5元/kWh+即可获得收益。
