光伏+工商业储能不同模式下项目IRR投资收益测算

汇报人：周江山 01宏观背景 光储融合常规模式IRR收益测算 光储融合绿电直连模式IRR收益测算 04风光储容量规划与动态收益管理软件 宏观背景 01“双碳目标指引我国加快构建新型能源体系 我国是世界上最大的能源生产国和消费国，化石能源赋短板明显。历经改革开放后的长期发展，我国能源消费需求日益攀升，化石能源进口量持续扩大，能源对列依存度逐年上升，能源安全问题凸显2024年，我国原油和天然气的对外依存度已由2010年的54%和13%大幅增长至72%和41%。能源的供需矛盾成为制约未来经济持续稳定增长的重要因素之一，我国能源结构转型迫在眉睫 能源系统碳排放占比电力系统碳排放占比 全球碳排放主要来自能源系统碳排放，占比73%。能源发电领域中80%的碳排放来自燃煤发电，因此减少燃煤发电比重，并大力发展清洁能源将成为实现碳中和的重要途径 零碳化电力生产与耗能终端电气化是电力系统减碳的主要路径。即以风、光、氢能等可再生能源发电技术替代传统的高碳排放的化石能源发电技术，实现电力供应的零碳化。 宏观背景 PART 02光储战略地位分析 随着我国光伏产业技术不断突破，光伏组件发电效率持续提升，成本快速下降，目前已全面进入平价上网阶段，具备大规模推广应用的基础条件储能系统能够有效平抑光伏发电的波动性，提升电力供应的稳定性与可靠性，实现电力供需的动态平衡。通过削峰填谷、调节负荷、增强电网响应能力等方式，储能为高比例可再生能源系统的安全高效运行提供了有力保障 宏观背景 03近期政策分析 近年来，政策从顶层规则到场景细则，持续破除光伏+储能在接入、交易、场景适配等环节壁垒，为产业“技术融合+市场价值”双轮驱动提供系统性支撑。 2025年1月 宏观背景 分布式光伏稳定收益模式终结 宏观背景 03近期政策分析--分时电价“取消 市场化用户每月会形成24小时的分时电价，这个电价是由电力市场中各类交易（年度、多月、月度、月内等各类中长期交易及现货交易）形成价格的加权平均值，不会再有尖峰平谷分时的价格概念，其低电价和高电价时段由市场供需形成也与市场博奔行为相关。 取消行政分时不是没有分时，电力市场依然存在高峰低谷， 宏观背景 PART 03近期政策分析--零碳园区 2025年6月30日国家发展改革委工业和信息化部国家能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资【2025】910号）：有计划、分步骤推进各类园区低碳化零碳化改造，助力园区和企业减碳增效，为实现碳达峰碳中和目标提供坚实有力支撑。 零园区建设基本条件 一、国家级零碳团区建设主体为省级及以上开发区，省级开发区原则上应列入最新版《中国开发区审核公告目录》，视情可拓展至近年来新建设的、由省级及以上人民政府或主管部门批复的新兴产业园区或高新技术园区。 二、建设苑围可为园区整体、也可为“因中园"。以“国中国”形式申报的，雷有明确的四至边界，建设和管理由所在园区管理机构或所在地人民政府负责。 三、在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础。 四、3年内未发生重大安全、环境事故，或其他社会不良影响事件。 零碳园区做的是园区内的支柱企业，1以绿电为核心是基本盘 宏观背景 03近期政策分析--零碳园区 首批国家级零碳园区申报及建设名单：第一批共52个园区，31个省份全覆盖，南北方、东西部各约一半，较为均衡广西、新疆、福建、吉林、河北等5个省分别有3个园区入围，其他省份分别入围1-2个。 建设范围上 建设阶段上 绝大多数园区（46个）采用“园中园模式，即在现有园区内聚焦产业结构好、资源烹赋绿、能源结构优的局部区域先行先试。 有24个园区正在推进零碳园区相关重大工程和重点项目建设，另有24个园区已启动前期工作并具备一定实物工作量，还有4个园区已形成明确建设路径规划。 时间跨度上 动态竞争上 不同园区设定差异化建设周期：6家3年内完成25家6年内完成、其余21家4年内完成。体现因地制宜、分类指导原则，近半园区选择6年周期，这些园区建设难度大、环节多、协调复杂，须分步渐进实施。 未入选园区并未出局，只要达到标准并通过验收，任何园区都可成为国家级零碳园区；已上榜园区也可能会因推进不达预期而被取消资格。未来将形成“首批示范引领，后续动态追赶”的长期开放竞争格局。 宏观背景 03近期政策分析--绿电直连 口绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。 为什么要推绿电直连？ 口中国模式：通过购买绿电、绿证，为环境属性付费，达到降碳效果。 口欧盟模式：欧盟碳边境调节机制（CBAM）和新电池法案（仅认可直连绿电的减排效果，电网购电按国家平均值计算），导致我国重点企业特别是出口型企业对绿色电力的需求显著增长。 口传统依赖大电网的新能源消纳模式难以完全适应当前风光高比例接入电力系统的需求，创新新能源消纳新模式。 常规模式收益测算 01商业模式分析 工商储光储项目商业模式清晰，主要包括业主自投合同能源管理、融资租赁三类。业主自投模式下，企业自主投资建设储能系统，直接享受用电成本降低和电力保障带来的收益，适用于资金充裕、用电需求大的企业。合同能源管理模式中，服务商与用户分享节能收益，实现双赢。而“合同能源管理+融资租赁”模式，既保证节能效益共享，又缓解资金压力，提升了项目的可行性与灵活性。 常规模式收益测算 03IRR测算流程 IRR测算流程： （1）根据用户负荷曲线及现场条件确定光伏装机 （2）确定考虑光伏装机后的负荷曲线。（3）根据容需量情况，根据分时电价情况确定储能的合理容量。（4）根据储能容量核对接入条件是否满足要求。（5）根据容需量模式测算财务评价。 常规模式收益测算 常规模式收益测算 05光伏机制电价补充收益测算 结算收益=市场交易收益+差额补偿收益=全上网电量×市场交易价格+机制电量×（机制电价-市场平均价格） 以1MW工商业分布式光伏项目为例： 价格参数：机制电价：0.35元/度市场平均价格：0.32元/度（假设）市场交易价格：0.3元/度（假设）则结算收入=市场交易收益+差额补偿收益=全上网电量×市场交易价格+机制电量×（机制电价-市场平均价格）=70000度×0.3元/度+63000度×（0.35元/度-0.32元/度）=22890元反推，结算电价=结算收入+全上网电量=22890元70000度=0.327元/度略低于于0.35元/度的机制电价 项目信息： 月发电量：100000度 自发自用比例：30% 上网电量：70000度 机制电量：70000度×90%=63000度 常规模式收益测算 06取消“分时后收益测算 各省份会因为其电源结构形成对应电价曲线，例如以光伏出力为主的省份会形成与新能源光伏发电严格相关的电价曲线，如下图所示，中午光伏大发时段电价低、光伏不发电时段电价高，与电网代理购电用户（采用行政峰谷分时）的电价形成机制明显不同。 常规模式收益测算 05取消“分时”后储能收益情况分析 依据各省2025年11月份现货市场储能收益测算结果，推算出储能预期经济性评价结果如下： 计算参数：储能建设容量50MW/100MWh，总投资9079万元；储能系统放电深度95%，系统效率取86% 计算逻辑：每日抓取现货市场二次峰谷套利，每日充放2次，每次充放电两小时，若该日不满足充放电条件则收益为0。每个时段向后匹配与其价差最大的时段，统计得出该日价差最大的两个时段，将两个时段的均价作为该日充放电价格计算收益。 计算公式： 每日收益=容量*（放电价格*放电效率-充电价格）*2； 光伏+工商业储能（绿电直连）模式 01绿电直连模式 全国离网型电网案例较少，整体分为三类：全火电孤网、多品类孤网、全绿电孤网。离网型绿电直连模式特点：企业自建电网（可类比开一个小型的电网公司），孤网运行，与公共电网完全无连接。与大电网无连接，输配电费、容量无需缴纳，但政府基金及附加相关的费用待发文明确。离网型绿电直连模式应用建议：对于用电可靠性、电能质量要求较高的地区及用户，建议采用并网型绿电直连方案。对于满足供氢气或热的场景，可选择离网模式。 光伏+工商业储能（绿电直连）模式 01绿电直连模式 运行要求： 现货市场连续运行地区：可采取整体自发自用为主余电上网为辅的模式 现货市场未连续运行地区：不充许向公共电网反送 >负荷: ·新增负荷可配套建设新能源项目。·存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂，用清洁能源替代燃煤有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连>电源·风电、光伏、生物质支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。 江苏：9月起，现货市场连续试运行 01国家绿电直连电价机制 光伏+工商业储能（绿电直连）模式 01国家绿电直连电价机制 方案二：可靠性要求较高的用户，算力中心等用户为保障供电可靠性，存在变压器“一用一备”的情况，即并网容量是实际需求容量的两倍，若仍按方案一收取电费则相应容量费用将翻倍 光伏+工商业储能（绿电直连）模式 PART 01光储绿电直连供电IRR测算流程 光储绿电直连项目的容量配置思路具体可概括为以下几个关键步骤： （1）基础数据输入与分析 明确电负荷的具体情况，对投资成本进行合理匡算准确获取光伏出力曲线，了解不同时段光伏发电的功率变化规律，为后续的容量配置提供基础支撑。 (2）边界条件确认 绿电直连政策要求、商业模式、以及投资人运营成本的边界条件。 （3）光伏容量范围确认 利用消费率来确定光伏装机的下限，消纳率则用于确定光伏装机的上限。 （4）容量配置测算 在确定了光伏装机范围和边界条件后，对范围内的光储组合进行全面测算。选代最优方案。 光伏+工商业储能（绿电直连）模式 01光储绿电直连供热电厂IRR测算流程 光储绿电直连项自的容量配置思路具体可概括为以下几个关键步骤： （1）基础数据输入与分析 明确热电厂热负荷的需求，蒸汽或采暖，压力及温度，煤控指标。准确获取光伏出力曲线，了解不同时段光伏发电的功率变化规律，为后续的容量配置提供基础支撑。 （2）边界条件确认 离网稳定运行的电化学储能配置要求、商业模式，以及投资人运营成本的边界条件。 （3）蒸汽供应确认 年供蒸汽量，热电厂备用蒸汽量的解决方案。 （4）容量配置测算 根据光储组合配置对应的收益，确定熔盐储热的配置方案，选代最优方案。 风光储容量规划与动态收益管理软件 》项目特征：从政策直接驱动转向市场化规律运作 ·政策 ·收益模式 ·可持续发展的必然要求 多目标协同、动态耦合、不确定性叠加 风光储容量规划与动态收益管理软件 风光储容量规划与动态收益管理软件 01开发思路 本项目计划开发一套软件，旨在为园区级风光储系统的规划设计提供一套算法驱动的专业工具。 其核心是通过多自标优化算法，在满足技术约束的前提下，输出兼顾经济性、低碳性与可靠性的最优容量配置方案，并对全生命周期动态收益进行精细化评估。 软件将集成气象预测、市场规则、设备特性等多源数据，实现从数据输入到报告生成的全流程自动化与智能化。 风光储容量规划与动态收益管理软件 01开发思路 风光储容量规划与动态收益管理软件 风光储容量规划与动态收益管理软件 01开发思路 成功开发适用于各行业的源网荷储优化配置算法引擎，攻克了多目标、多约束条件下的快速求解难题。经初步测试，优化计算效率较传统人工试算提升90%以上。 风光储容量规划与动态收益管理软件 PART 01开发思路 投资一键生成： 以近年设计项目为样本库，结合月度滚动的主要设备材料市场价格，形成体现江苏院当下设计水平和当前市场价位的投资估算技术经济指标表。 报告一键生成： 财务与运营综