当前，国内储能电站发展的核心驱动力在于政策要求新能源发电机组强制配储能。各省市都推出了相关政策文件，对储能配置比例和充电小时数有一定要求，对新能源项目配置储能从鼓励到要求配置。配置比例一般为10-20%，配置时长通常为2h。

储能电站经济性提升，各地市持续推进储能电站建设

电池及储能系统为储能电站成本核心。储能电站投资主要包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用、基本预备费等。

(资料图)

对于电化学储能，根据云南省能源研究院数据，项目设备购置费约占87%，电缆及接地等材料购置费和安装工程费分别约占1%，建筑工程费约占4%，其他费用和基本预备费约占7%。

接下来将以独立储能项目（独立储能先锋省份山东省）和工商业储能项目（电价差靠前的浙江省）为例，做储能电站的经济性测算。

图：3月储能电站IRR有所回升

独立储能项目

新型储能产业“探索初期”将过，规范化与市场化加速推进。而独立储能电站一方面更加贴合政策导向，相比于依附于发电侧的商业模式，独立储能电站规范性与主体性更强。

另一方面，在辅助服务市场逐渐向独立储能放开的背景下，独立储能电站有望满足发电侧、电网侧等多方需求，通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道，从而有效解决经济性难题。同时，独立储能电站参与电力现货市场交易确定性逐渐增强，市场化机制有望打破资金盘掣肘，进一步提高项目收益水平。

图：100MW/200MWh储能电站图源：国家能源之声

以独立储能先锋省份山东省为例，目前山东独立储能电站享有共享租赁、现货套利和容量电价补偿三种收益模式。目前山东独立储能已经进入电力现货市场，其峰谷价差大，为独立储能电站创造更大盈利空间。

假设100MW/200MWh的独立储能电站初始贷款比例为70%，储能单位成本2200元/kWh，每日充放电2次，10年生命周期。采用山东省4月代理购电价格，该模式下100MW/200MWh独立储能电站每年有望获得现货套利收益约1500万元、共享租赁收益约900万元，以及电网侧调频服务收益约1050万元。

在总投资约4.4亿元，融资成本4.65%的基础上，项目IRR可以实现6.74%。收益率可观，已逐渐具备较强的投资价值。

工商业储能项目

工商业储能电站是储能技术在用户侧的主要应用，在投资建设方面具有单体规模小、电压等级低、以用电价格结算等优点，目前收益主要来自于峰谷价差所带来的电费节省。

近年来，在峰谷价差不断增大的趋势下，越来越多的高耗电工商业用户通过安装工商业储能系统进行能效管理，有效降低两部制电价的两部分电费支出，增强自身经济效益。

图：储能电站经济性测算核心假设

以电价差靠前的浙江省为例，目前工商业储能电站享有现货套利收益。假设3MW/6MWh的独立储能电站初始贷款比例为70%，储能单位成本1900元/kWh，每日充放电2次，10年生命周期。

采用浙江省4月代理购电价格，该模式下3MW/6MWh独立储能电站每年有望获得现货套利收益约170万元。在总投资约1100万元，融资成本4.65%的基础上，项目IRR可以实现11.49%。

储能电站系统构成

电化学储能系统由包括直流侧和交流侧两大部分。直流侧为电池仓，包括电池、温控、消防、汇流柜、集装箱等设备，交流侧为电器仓，包括储能变流器、变压器、集装箱等。直流侧的电池产生的是直流电，要想与电网实现电能交互，必须通过变流器进行交直流转换。

图：储能电站系统构成图源：海博思创，阳光电源

能源企业、社会资本等各种投资主体对于新型储能的投资热情高涨，加快了新型储能项目建设和落地进度，全国新型储能装机规模实现持续快速增长。按照规划目标，未来更多储能项目将会在“十四五”期间落地，市场规模将在万亿元以上。

来源：EnergyTrend储能整理