新型储能市场盈利分析及储能技术展望

在SMM主办的2023年中国新能源产业年会主论坛上，储能行业知名专家楚攀分析了新型储能市场的盈利情况，并对未来储能技术做出展望。

储能投资影响因素

分地区来看，据了解，目前发布文件并公布地方补贴政策的的省份包括新疆、山东等地，其中新疆地区新能源配置储能占比高达25%，山东地区占比在15%~20%左右。

地区新能源盈利情况-光伏

从各地区新能源-一光伏盈利情况来看，贵州、青海、重庆、新疆、宁夏以及四川等地平均资本金财务内部收益率相比而言更低，而辽宁、吉林以及黑龙江、西藏等地平均资本金财务内部收益率则更高。

注:“平均资本金财务内部收益率”为该省利用小时数条件下的资本金财务内部收益率。

地区新能源盈利情况-光伏配储（租赁）

目前，随着共享储能的商业模式成熟，新能源可通过租赁方式满足强制性配储的需求，2023年以来，多地出台的储能专项政策，制定了容量租赁费用的标准。

除新疆外，河南、贵州、广西等地出台的容量租赁指导价多以千瓦时每年的形式出现，指导价范围为：150-337元/kWh·年，平均值为243.5元/kWh·年。如以2小时储能系统考虑，则以上地区的容量租赁指导价换算到功率计量，范围为：300-674元/kW·年。

地区新能源盈利情况-光伏配储（租赁）

由各地区新能源光伏配储(租赁)的盈利情况测算可知，新能源配储后，收益率下降，在租赁费300元/kw的水平下，资本金内部收益率平均下降2-3个百分点，随着租赁费增加，每增加100元/kw，收益率平均下降1-2个百分点。

地区新能源盈利情况-光伏配储(自建储能)

若不采用以上租赁模式，由发电企业自行投资储能，则增加初始储能投资成本，假设：储能按照1500元/kwh基准造价计算，更换一次电芯成本，电芯更换成本为450元/kwh。

以自配储能测算，收益率较不配储下降1-4个百分点左右，与租赁费300-400元/kw的区间类似。

地区新能源盈利情况-光伏配储（三种场景）

情景1:光伏发电效率提升5个点，即有效利用小时数提升5%

情景2:光伏电站初投资下降30%

情景3:储能电站的成本下降至1.15元/kwh(EPC价格)

在光伏造价下降30%的情形下，收益率有较大幅度提升。光伏发电效率提升5%及储能造价下降1150元/kwh均对新能源配储收益无显著效益提升。

不同技术路线储能度电成本

新型储能商业模式演进

新型储能商业模式经历了从传统储能演变到共享储能，再到独立储能的演变过程。

新能源配置储能
特点是新能源独有，但是存在增加新能源的并网成本，影响能源收益;以及建设标准不统一，存在资产利用效率不高的问题等缺陷。

共享储能

特点是多个新能源共享，新能源与电网共享。

其规模化建设是有利于降低成本；更加集中参与电网调峰调频、回收弃电等服务，提高储能使用率和收益率；采取租赁的方式来完成风光电站建设的配储要求。

特点是新能源独有，但是存在增加新能源的并网成本，影响能源收益；以及建设标准不统一，存在资产利用效率不高的问题等缺陷。

独立储能

特点是全电力系统共享。

不再依托发输用任何一方，电能量市场和辅助服务市场放开，明确储能的独立身份，独立调度;收益来源多样，容量电费+电能量市场套利+辅助服务市场套利。

政策支持情况及盈利渠道

独立储能

具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立能，作为独立主体参与电力市场。

应用场景

独立储能多应用于大规模新能源地区调峰、电网调峰、提供各类辅助服务、虚拟电厂直控等场景。

总体来说，独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电能量交易收入和辅助服务收入等。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点，多数情况下储能不能得到全部渠道的收益，只能同时获得其中一到三种收益。

新型储能市场及政策解读

通过对西北区域——新疆、青海、宁夏、甘肃、陕西等地的新型储能市场情况以及当地政策的解读可以得出结论：

西北区域排序如下：

南方地区——以广东和广西为例：

储能技术发展展望

储能技术发展展望之一：技术为王

储能技术发展展望之二：成本为先

截至2020年底，全球储能系统成本约2100元/kWh，预计至2025年、2030年储能系统成本分别有望下降至1400元/kWh、1200元/kWh。

储能技术发展展望之三：安全为本

储能行业发展至今，市面上不乏储能电站着火等新闻，安全依旧是储能行业发展的根本。

审核编辑 黄宇