回收期回收期怎么算

关键词：储能、经济性

2017年，被业内认为是储能发展的开启之年。这一年，首个系统性储能产业发展政策《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台，明确了储能在我国能源产业中的战略定位。

经过5年的发展探索，储能在政策与市场的共同作用下，迎来了飞速发展。2021年，中国储能市场装机功率43.44GW，同比增长20.5%，位居全球第一。

储能热，吸引了大量玩家入局，但资源聚拢后，风头最盛的新型储能至今也没能跑通经济性难题，在前期的巨额投资成本、中期难以把控的电芯折旧成本、后期缺乏保障的安全成本中艰难摸索生存之道。

集体狂欢后，市场再也难以回避储能运行的实际效果，终于开始集结多方力量解决储能的成本回收之痛。

2023年即将到来，储能的经济性又将如何提升？

难以“生意好”的储能

储能的发展，大多依靠政策推动，但目前看来，储能的生态仍然不清晰，混沌中的储能企业难以做好生意。

我国电力市场的计划性较强，而储能的发展则需要更具灵活性的电力系统才能极大地发挥价值。储能主要通过充放电参与电力市场，运用峰谷电价差获得套利空间，其中需要储能企业精准预测市场价格变化，而自身对储存电量没有议价权；另一方面，政策积极推动新能源配储，但配储后，新能源仍然采用报量不报价的形式参与电力市场，配储的价值大打折扣。没有明确的政策引导，让尚处于计划时代电力系统下的储能，短期内难以实现多元价值。

市面上的储能类型繁多，目前占主导地位的主要有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、抽水储能等机械储能，也有以三元锂电池、磷酸铁锂电池、钠离子电池等为主的电化学储能，还有以氢储能为代表的化学储能，这些储能在不同应用场景中表现出不同的资源要求和技术经济特性，在某种程度上，彼此间又存在着一定的互补性。以锂电池为代表的新型储能，近几年在行业内兴起，其安全性与经济性仍在不断优化中，市场边界尚不明朗，如何在同类竞争中，表现出更强的价值优势与不可替代性，还需要时间沉淀。

新型储能的发展重点依托于各省市的新能源强配要求，而这种强制性只是过渡时期的短期手段，立足于长期发展，新型储能需要与其他类型储能放在同一平台自由竞争，根据当地资源与应用价值进行定制化选择，才能保障储能投运后的利用效率与成本回收。

储能成本回收到底有多难？

储能项目的投资成本一直是入行门槛，据中国储能网、国家能源网统计，2022年上半年，中国储能时长2小时的新型储能项目，工程总承包平均报价为每瓦1.81元，折算每GW造价为36亿元左右，随着上游电芯成本的上涨，储能的建造成本将再一次提升。

电化学储能系统成本占比中，电池成本占比高达53%

巨额投入之下，储能的成本回收到底有多难？据了解，目前储能项目的盈利模式因为地方政策的不同而盈利效果不同，总的来看，主要有以下收益来源：新能源电站支付的容量租赁费用、辅助服务市场收益、峰谷套利以及容量电价补偿四种模式。

四种模式分别如何盈利？假设一个储能项目能够同时参与这四种盈利模式，项目的盈利情况将如何？

1、新能源电站支付的容量租赁费用

据了解，目前国内的储能容量租赁费用范围在250 – 350元/kW·年，具体定价由储能电站与新能源电站的项目收益相互协商，而后双方签订长期租赁协议。

假设储能电站规模在4MWh，新能源企业与储能企业签订了5年的长期租赁合同，每年的租赁费用标准为260元/kWh·年，那么该储能电站在这5年间的收益为：4000*260*5=520万元。

目前该盈利模式的落地存在一定困难，新能源企业在衡量租赁成本后会考虑自建储能系统，所以该模式通常处于“有价无市”状态，只能在发电集团内部消化。

2、辅助服务市场收益

储能电站目前主要参与电网的调峰、调频等辅助服务，为其安全稳定运行提供一定支撑。

为了推动储能电站参与电力市场，各地政府纷纷动态调整调峰补偿标准，如贵州对独立储能调峰补偿为0.648元/kWh；河南十四五新型储能实施方案中明确调峰补偿为0.3元/kWh；华东能源监管局发布的新版“两个细则”中规定新型储能深度调峰补偿0.16元/kWh。新型储能的度电成本约0.6 – 0.8元/kWh，储能调峰的经济性需要等储能成本下降后才能显现。

在调频领域，目前我国的电力辅助市场尚不完善，各地对于调频补偿的政策各有不同。重庆的调频里程申报价格上下限暂定为15元/MW与5元/MW，华东区域的一次调频补偿标准数值为400元/MWh，甘肃储能调频补偿为12元/MW。

根据测算，目前储能调频里程成本约6.34-9.08元/MW，调频市场的补偿价格范围一般10元/MW左右，因此储能参与电力市场调频具备一定的盈利空间，但结合储能系统的折旧成本，具体的盈利能力无法精准测算。

3、峰谷套利

2022年5月，国家发改委、能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确指出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，约减少储能电站度电成本0.1-0.2元/kWh。

山东作为第一个推动独立储能进入电力现货市场的省份，明确支持独立储能电站可以采取“报量不报价”的形式，自主选择参与调频市场或者电能量市场。

目前，山东现货交易价格的峰谷电价差约为0.5 – 0.6元/kWh。若按照每天两充两放来测算，在峰谷差超过0.7元/kWh时，储能才能够覆盖自身成本，显然仅参与电力现货市场的储能难以盈利。

4、容量电价补偿

容量补偿费用是针对新型储能的平均发电可用容量进行的容量激励机制，该部分收入相对固定。目前，部分地区已经在探索储能电站的容量电价机制。

以山东为例，2022年9月，山东发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，按照政策标准，目前山东省的独立储能电站按照火电补偿标准的2/24，既1/12补偿。据悉，火电机组的容量补偿费用约360元/kW·年左右，因此在此规则下，储能电站的补偿标准为30元/kW·年，一个100MW/200MWh的储能电站，可获得补偿300万元/年。根据此次通知，100MW/200MWh独立储能年度可获得容量补偿将变为600万元/年。

如果综合以上四种收益模式，在理想情况下测算储能电站收益。

不同地区，储能的相关市场政策不一，山东的独立储能可获得的收益渠道相对较多，所以以山东的储能电站为例。

目前，山东独立储能电站享有容量租赁、峰谷套利、容量电价补偿三种收益模式。根据山东电力工程咨询院的数据，在这种模式下，100MW/200MWh独立储能电站每年有望获得现货套利约2000万元，共享租赁约3000万元，容量电价约600万元，合计年总收益为5600万元。

一般情况下，如此规模的储能电站总投资约3.5亿元，考虑贷款、运维费用、折旧等年均支出，储能电站是可以盈利的，但在3.5亿的投资成本面前，回本遥遥无期。

某山东储能电站主要财务指标显示，投资方投资回收期为13.45年

集体冷静

迈入下一个竞技时代

2022年3月21日，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，指出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，到2030年，新型储能全面市场化发展。

3年步入规模化发展，新型储能准备好了吗？

规模化发展依托的是清晰的商业模式、成熟的市场体系以及坚实的行业基本面，如此看来，追风的储能入局者还有很长的路要走。

目前储能的发展与收益主要依托于政策的强力推进，多维盈利手段不仅在各地区展现出实施的差异，更难以短期内填平储能的成本黑洞。产业政策在储能锦上添花易，雪中送炭难，商业模式不完善，造成了储能的经济性软肋。

商业模式通常来源于市场的探索与碰撞，也许要将储能回归到商品属性才能尽快地实现资源的合理化配置，让更多的市场主体参与到储能的生态圈，为储能的推进叠加多重收益。正是在灵活性市场中，储能的多元化价值才能尽快兑现。

当市场更加灵活时，储能企业也将真正步入“竞技时代”。储能，归根结底不是依赖资本与政策的投资型行业，而是一个极度依赖技术与运营的硬科技行业，硬科技的发展依赖于技术的硬实力，规模化发展前期，储能还需回归技术为本的发展“硬节奏”。

在储能的类型上，现有的多种储能类型形成了一定程度的市场互补，互补的同时也展现出各自的局限性，单一的储能技术难以同时满足市场的多样性需求。在此背景下，开辟新型储能技术极具研发价值，如今已有很多企业潜心于新型储能技术的突破，如氢气储能、钠离子电池储能等等，用技术来拓展储能行业的类型空间，持续探索储能更好的应用效果。

在储能的经济性问题上，技术进步也是企业唯一能从自身出发的解决方案。储能系统包含方方面面，从上游的原材料零部件，到中游的系统集成，再到后期的运维等等，都考验着企业的技术本领。唯有环环相扣的科学部署，才能让系统最终高效运转，助益成本回收，所以企业在感慨初期市场的混沌时，更需要积极梳理自身的技术图谱，优化储能实施的各个环节，用技术的突破为项目收益博取自主把控权。

在储能的安全性问题上，技术攻坚也是首要解决方案。足够安全的方案才能落地足够安全的储能，而储能安全的大部分问题都需要用技术的手段去破局。如电池安全是新型储能安全的关键，依托于传统的大数据与人工智能推演而实现的远程监控，只能流于电池表面，难以打入电池内部去做安全性的预测性判断。唯有技术创新实现可以实时了解电池所处的生命状态，才能有效预防电池出现安全事故。

据了解，现在已有企业经过多年的专注研发，破局了电池安全的卡脖子技术，让电化学算法深入到电池机理，实现对电池进行“血液级”预诊断，引领了行业的技术发展。