现在的大型储能项目经济性如何？

储能市场还是依旧的火爆。

2022 年以来配储政策要求普遍在 10%/2h 附近，近期部分地区新政策要求出现明显跃升。据不完全统计，我国已有 40 个以上地区发布新能源配套建设储能的相关文件，且以 10%/2h 较为常见，其中新疆、西藏配储比例时长乘积达 80%*h及之上，远高于通常的 20%*h。

所谓大储市场，主要是风光电场配储，电网侧调峰调频辅助服务带来的。其收益模式主要集中在容量租赁、调峰、调频市场、现货市场、政府补助。

系统单价，EPC价格一路走跌

独立储能、光储和风储的储能系统均价接近，都为 1.50 元/Wh 左右。分独立储能、光储和风储看，三者的储能系统均价分别为 1.48、1.62 和 1.48 元/Wh。

其中，光储均价较高与英利能源招标价格偏高、规模较大有关，剔除英利能源项目外，光储项目的储能系统均价则为 1.51 元/Wh，和独立储能、风储的均价较为接近。

需要指出的是，火储项目主要采用 1C 电池，独立储能、光储和风储的储能一般采用 0.5C 电池，前者单价一般更高，因此本处分析没有考虑火储。

2022 年各月储能系统招标均价主要集中在 1.5 元/Wh 附近，仅前三个月浮动较大。2022 年储能系统招标集中在 4-10 月，前 3 月项目较少。储能系统招标均价在前三个月有明显浮动，从 4 月开始均价稳定在 1.46-1.56 元/Wh 区间。4 月项目开始显著增多，吸引了大量企业参与，大大提升了竞争的激烈程度。与之形成鲜明对比的是，2022 年电池级碳酸锂价格持续在 50 万元/吨的高位运行。尽管碳酸锂价格一路上涨并且曾飙升至最高 58 万元/吨，但 2022 年国内储能系统和 EPC 的报价仍然稳定的维持在较低水平范围内，参与方之多、市场竞争之激烈，可见一斑。

独立储能收益如何？

目前，大部分的地方大储收益模式仅仅在于调峰+政府补助，于是以青海为首搞出了“共享储能电站”概念。其本质就是N个新能源发电场站，租赁共享一个独立储能电站，以实现其强制配储的指标。

然而，卖方测算中，有一个关键指标“出租率Q”被很多外行给有意无意地忽视了，他们基本会将其设置为100%出租，实际上这个数值低于30%。其次是，因为较低实际出租率，所以租赁单价也在大幅萎缩，达不到政府提的建议单价。

一个直辖市200MWh的电站，在考虑30%出租率，250元/kWh单价，叠加调峰市场时政府补助基本要达到5000万以上，才能达到资方8%的定案要求。

整体来讲，因为储能这个行业和当地电网运行、政策导向强相关，每人地方的测算结果差异还是比较大的。

以山东的项目华能济南黄台为例，100MW/200MWh的储能站总投资4亿元，包括1座220kV的变电站、80套1.25MW/2.5MWh的电池储能系统，40套PCS。

评估的所得税后收益率才6.52%，预估回收期要11年，而预估寿命却只有8年……

同样的收益模型，在不同的地方的收益率会出现明显的差距，这主要就是看当地政策的支持强度了。（来源：绿刊）