电改背景下，储能经济性提升潜力有多大？

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近年来，新一轮电改逐步推进，着力从市场化角度理顺电价机制，解决新能源大规模接入、社会用电负荷增长带来的“供需双向不稳”问题，助力新型电力系统的建设。

在储能投资领域，不论是一级市场还是二级市场，无论是编写报告还是行业分析，人们普遍将国内大型独立储能项目的内部收益率测算得相对乐观。

然而，行业内部人士普遍认为当前储能项目并不盈利，为何会出现这种状况？

主要原因是众多模型假设条件与实际情况的背离。 这种差异部分原因是因为整个行业起步阶段，可获得的信息有限，且政策的不确定性过大，导致测算偏差。 不过，随着近一年行业运行情况的观察，越来越多的运营数据被披露，使我们能更准确地调整测算模型，以更符合现实。

盒子此前也写过相关文章分析这种矛盾的现象→   【 储能界的“理发师”悖论：钱还没赚着，行业就饱和了？  】

事实上，如果无法提升储能的经济性，未来将只能依赖自上而下的政策推动，而缺乏自下而上的内生性增长。这对于储能的未来规模扩张和质量提升都将产生不利影响。

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储能经济在电改中的增长潜力

我们看到国家能源局在出台煤电容量电价政策的过程中，并未将储能或其他具有灵活性资 源的主体排除在外。因此，我们预见在未来可能会看到储能经济性的提升。

在国际市场，储能项目能够盈利且收益率颇佳是因为其使用率或每年的调用次数可得到保障。以英国为例，可以保证每天至少一次的电力循环，年度则可按300次测算。

此外，海外市场的储能收益模式非常丰富：一方面，可以通过现货市场套取价格差实现套利；另一方面，还能通过调频等辅助服务，以及提供备用服务来获得额外价值。

观察国内运营模式，看似收益模式也是多元化的。例如，我们有融资租赁、现货市场推 广，储能的参与，以及用户侧共同分摊辅助服务成本等方式。同时，还有容量补偿政策通过终端用户电价回收成本。

通过对比山东模式与国外（美国、英国和澳洲）的项目，我们发现国内项目的收入结构有显著差异。例如，通过电能量交易的收入约占一半，这在国际上是正常的。国外项目会同时获得调频辅助服务的收入，但在山东，储能项目只能参与现货市场或辅助服务市场之一，而非同时，并行参与，因而少了一部分收入。

有趣的是，国家有额外的容量租赁收入，这与海外调频服务获得的收益类似，因为这些收入最终主要由新能源电站出资，并维持电力系统稳定。因此，随着电力市场改革的深入，我们认为储能的收入结构趋势可能是辅助服务收入的逐渐增加，同时非市场化的容量租赁收入将逐渐降 低，使得整体收入结构更市场化。

除此之外，我们还有容量补偿，这在国外没有，但国外的备用服务有相似的收入来源。国内的容量补偿可能与海外的备用服务有可比性。

因此，我们可以预期，随着这些条件的变化，明年储能项目的实际收益率有望看到提升。

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电改促储能经济性提升空间

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储能项目经济性展望分析

素材来源：国联证券、储能电站

责任编辑：卡卡罗特

审核：诸葛

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