工商业储能峰谷套利模型免费下载

参数输出结果IRR 3.9%工商业储能峰谷套利模型（以湖北省最新 220 千伏以上工商业电价计算）储能电池系统成本（元/kWh） 1200储能电站成本(含土建成本及功率转换成本)（元/kWh）储能功率 (MW) 9储能时间（h） 2峰谷价差 1（元/kWh） 0.57峰谷价差 2（元/kWh） 0.48放电深度（%） 75%系统能量效率 88%循环寿命（次） 10000储能单日充放电次数（天） 2年折现率/资金成本（%） 5%前 30%生命周期容量保持率 88%30%-60%生命周期容量保持率 78%60%-100%生命周期容量保持率 75%储能生命周期（天） 5000每日收益（万元） 1.250日折现率（%） 0.0144%初始投资成本（万元) 3600基于储能电站成本(含土建成本及功率转换成本)及平均峰谷价差两个变量进行敏感性分析；我们发现，以内部回报率 9%为经济性边界，当前储能电站成本水平下（2000 元/kWh），平均峰谷价差在 0.682 元以上时，配备储能初具经济性；当电站成本下降 15%，来到 1700 元/kWh 时，峰谷电价差只需要达到 0.582 元，内部回报率便可以超过 9%。峰谷套利经济性模型接近经济性拐点。我们梳理了已公布新电价政策省份的工商业平均峰谷电价差（220 千伏及以上，按两冲两放计算），发现山东省最高，配合 3 分钱的电储能低谷电价补贴，价差达到 0.65 元/kWh，其余省平均价差仍在 0.60 元/kWh 以下。若山东省工商业配备电储能，则储能电站成本在 1900 元/kWh 左右时（较当前约下降 5%）， 即可达到经济型门槛。未来随各省进一步放开电价市场化，拉大峰谷电价差，我们认为越来越多省份工商业的峰谷价差可以越过商业性门槛，为配备储能提供实质性的经济动力分时电价机制完善，用户侧储能市场化有望超预期。2021 年 7 月 29 日，发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，通知要求：1）完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4：1；其他地方原则上不低于 3：1。2）建立尖峰电价机制。各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。3）强化分时电价机制执行，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。结合之前的敏感性分析表，假设 4：1 峰谷电价价差与尖峰电价机制实现的情况下，我们认为0.6 元平均峰谷价差在大部...