储能项目市场超火，投资收益率到底该咋分析？

储能项目收益来源剖析

峰谷套利收益

峰谷套利是储能项目最常见的收益方式之一。在电力市场中，峰谷电价存在明显差异。储能系统在低谷电价时段充电，储存电能，然后在高峰电价时段放电，将储存的电能释放，供用户使用或出售给电网，从而赚取峰谷电价差带来的收益。以浙江省内某工商业企业为例，该企业投资的 1MW/2MWh 用户侧储能项目，通过 “低 - 尖” 和 “低 - 高” 相互配合的单日两充两放收益模式，实现了收益最大化。根据当地的电价政策，尖峰电价为 1.2609 元 / 度、高峰电价 1.0732 元 / 度、低谷电价 0.3167 元 / 度 ，通过精准的充放电策略，该储能项目在峰谷套利方面取得了可观的收益。

峰谷套利收益的大小与多个因素密切相关。首先，峰谷电价差是关键因素，电价差越大，套利空间就越大。不同地区的峰谷电价差存在显著差异，2023 年 8 月全国共计 24 个省份的最大峰谷价差超过 0.7 元 /kWh，超过 1 元的地区有 10 个省市 ，上海市峰谷价差为全国最高，最高价差为 1.9027 元 / 度，其次为广东珠三角五市 1.4366 元 / 度，湖南省 1.2972 元 / 度 。其次，储能系统的充放电效率也会影响收益，充放电效率越高，在充放电过程中的能量损耗就越小，实际可用于套利的电量就越多。另外，储能系统的容量以及充放电次数也会对峰谷套利收益产生影响，较大的容量和较多的充放电次数意味着可以在更多的时间段进行套利操作。

辅助服务收益

辅助服务收益也是储能项目的重要收益来源，包括二次调频、一次调频、调峰等多个方面。在电力系统中，频率的稳定至关重要，二次调频要求储能系统具备快速响应和精准调节频率的能力，在电力系统频率波动时迅速做出反应，提供稳定支撑。目前，仅有少数省份如甘肃、福建等地的储能系统能够实际获取二次调频辅助服务收益，市场尚未全面开放。一次调频同样对储能系统的性能有较高要求，且其收益获取需考虑全省储能装机现状及规划情况，竞争较为激烈。

调峰辅助服务则是通过储能系统在用电低谷时储存电能，用电高峰时释放电能，缓解电力系统的峰谷差压力。不同地区的调峰补偿单价和市场规则各异，储能系统的调峰收益也因此存在较大差异。例如，新疆地区对独立储能的调峰辅助服务有明确的补偿政策，按照充电电量予以 0.55 元 / 千瓦时的补偿，放电时按照 0.25 元 / 千瓦时补偿（获得放电补偿时不再同时享受容量电价补偿） ，且规定了在南疆四地州投运的独立储能 2023 年调用完全充放电不低于 100 次。

容量收益

容量收益通常采用新能源共享容量租赁的方式实现。独立储能为新能源电站提供容量支持，新能源电站则向储能支付租赁费用。在这种模式下，储能系统相当于为新能源电站提供了一种保障服务，确保新能源电站在发电过程中能够稳定地向电网输送电力。然而，该模式面临诸多风险。租赁周期较短，一般仅为数年，难以保障储能系统的长期稳定收益。成交价格波动大，受新能源市场供需关系、政策变化等因素影响显著。部分地区的新能源容量租赁政策缺乏持续性，导致储能主体在容量收益方面面临较高的不确定性。江苏的储能项目租赁率为 50 - 60%，到今年年底达到 80% 有很大希望，并且江苏基本上鼓励签订三年合同而非一年合同；广东的租赁率能稳定达到 70 - 80%，比较赚钱；山东作为传统的储能大省，其租赁率相比之前有较大下降，主要是山东第三批、第四批新筹建的储能项目量比较大，目前签订租赁合同有一定困难。

储能项目成本构成分析

初始投资成本

初始投资成本是储能项目的一大成本支出，涵盖多个方面。设备采购成本是其中的重要组成部分，包括电池、PCS（储能变流器）等核心设备以及电池管理系统、能量管理系统、集装箱、消防设备、温控系统、配电柜等配套设备。电池作为储能系统的核心部件，其成本在设备采购成本中占比较大，不同类型的电池成本差异较大。目前，磷酸铁锂电池因其较高的性价比和良好的安全性，在储能领域应用较为广泛，但其价格仍占设备总成本的 60% - 70% 左右 。储能变流器负责实现电池与电网之间的电能转换，其成本约占设备总成本的 20% - 30%，具体价格取决于功率等级、转换效率和品牌等因素。

建设安装成本也不容忽视，它与项目规模、地理位置、施工难度等因素相关。大型储能项目的建设安装成本相对较高，因为其需要更多的人力、物力和技术支持。在一些偏远地区或施工条件复杂的地区，建设安装成本可能会进一步增加。土地成本在不同地区也有较大差异，在土地资源紧张的地区，土地成本可能会成为初始投资成本的重要组成部分。

运营成本

运营成本主要包含运维费用、电池更换成本、管理费用等。运维费用是保障储能系统正常运行的必要支出，包括设备巡检、维护、故障修复等工作所需的人力、物力成本。一般来说，运维费用约占储能系统总投资的 1% - 3%。定期的设备巡检可以及时发现潜在的问题，避免设备故障对储能系统运行造成影响，从而降低维修成本。

电池更换成本是运营成本中的重要组成部分，随着电池使用年限的增加，电池容量会逐渐衰减，当电池容量衰减至一定程度时，就需要进行更换。虽然随着电池技术的发展，电池成本逐渐降低，但电池更换仍然是一笔不小的开支。在项目运行 5 - 10 年后可能会面临较为集中的电池更换需求，这将对项目的运营成本产生较大影响。管理费用则包括项目运营过程中的人员管理、财务管理等方面的费用。

影响储能项目投资收益率的关键因素

技术与设备性能充放电效率：充放电效率直接影响储能系统的能量转换效果和收益水平。较高的充放电效率意味着在充电过程中能够更有效地将电能储存起来，在放电过程中能够更充分地释放电能，从而提高套利空间。若储能系统的充放电效率从 80% 提高到 90%，在相同的峰谷电价差下，其收益将显著增加。目前，锂离子电池的充放电效率相对较高，可达 90% 以上，而一些新兴储能技术的效率仍有待提升。

循环寿命：循环寿命是指储能系统能够反复充放电的次数，与投资回收期密切相关。循环寿命越长，储能系统在其使用寿命内的充放电次数越多，分摊到每次充放电的成本就越低，投资回收期也就越短。如果一个储能系统的循环寿命为 5000 次，而另一个为 8000 次，在其他条件相同的情况下，循环寿命为 8000 次的储能系统投资回收期会更短，投资收益率更高。

系统容量：系统容量大小对投资回报有着重要影响。较大的系统容量能够在市场套利中获取更多收益，同时也能更好地满足电力系统的调峰、调频等需求，从而获得更多的辅助服务收益。例如，一个 100mw/200mwh 的大型储能系统相比 10mw/20mwh 的小型储能系统，在参与电力市场交易时具有更强的市场竞争力和规模效应。但系统容量的增加也意味着更高的初始投资成本，需要综合考虑市场需求、投资成本和预期收益等因素来确定合理的系统容量。

市场与政策环境电力市场规则：不同地区的电力市场规则对独立储能投资有着显著影响。在交易规则方面，一些地区允许储能系统参与多种电力市场交易，如现货市场、辅助服务市场等，为储能提供了多元化的收益渠道；而在一些地区，储能的市场参与度可能受到限制，只能参与特定的市场交易或在有限的条件下参与。准入门槛的高低也决定了储能项目能否顺利进入市场。部分地区对储能系统的技术性能、容量规模、接入标准等设置了严格的准入条件，只有符合这些条件的储能项目才能参与市场竞争。价格机制则直接影响储能系统的收益水平，如峰谷电价差、调频辅助服务价格、调峰补偿价格等的设定，都对储能投资回收期有着重要影响。

政策支持与补贴政策：政策在独立储能投资中起着重要的引导和扶持作用。一些地区出台了容量补偿机制，通过容量租赁、容量调峰市场、容量补偿电价等方式对新型储能的容量成本进行补偿，有助于提高储能系统的收益稳定性。还有部分地区对储能项目给予投资补贴、税收优惠等政策支持，降低了储能项目的投资成本和运营成本，从而缩短投资回收期。然而，政策的持续性和稳定性存在一定风险，如果政策发生变化或补贴力度减弱，可能会对储能项目的投资收益产生不利影响。

市场需求与竞争：市场对储能的需求程度和应用场景拓展是影响投资收益的关键因素。随着新能源装机容量的不断增加，电力系统对储能的调峰、调频、备用等需求日益迫切，为独立储能提供了广阔的市场空间。在新能源发电比例较高的地区，储能系统能够有效解决新能源发电的间歇性和波动性问题，提高电力系统的稳定性和可靠性，其投资价值也相对较高。储能市场竞争态势也在逐渐加剧。越来越多的企业进入储能领域，导致市场竞争加剧，储能系统的价格可能会受到一定压力，投资收益率也可能随之下降。

如何科学分析储能项目投资收益率

构建财务模型

要科学分析储能项目投资收益率，首先需要构建详细的财务模型。这个模型要综合考虑项目的成本构成和收益来源。成本方面，要准确计算初始投资成本，包括设备采购、建设安装、土地等费用，以及运营成本，如运维费用、电池更换成本、管理费用等。收益方面，要对峰谷套利收益、辅助服务收益、容量收益等进行合理预测。通过对项目全生命周期内的现金流入和流出进行详细分析，建立起一个全面、准确的财务模型。

关键指标计算投资回收期：投资回收期是指企业通过储能项目产生的净现金流入回收初始投资所需的时间，通常以年为单位计算。在项目初期，由于设备购置和安装成本的支出，净现金流量为负，随着峰谷套利、需量电费节省等收益的逐渐产生，净现金流量逐渐转正并累积，当累积净现金流量等于初始投资时，所对应的时间即为投资回收期。一般来说，在当前的市场条件和电价环境下，工商业储能项目的投资回收期在 3 - 7 年左右，具体数值会因项目的成本控制、收益实现情况以及当地的政策和市场因素而有所不同。

内部收益率（IRR）：内部收益率是反映储能项目投资盈利能力的重要指标，它是使得项目在全生命周期内净现值等于零时的折现率。通过对项目各年度的现金流入和流出进行折现计算，求解出内部收益率。较高的内部收益率表明项目具有较强的盈利能力和投资价值，一般而言，工商业储能项目的内部收益率在 8% - 15% 之间被认为是具有吸引力的投资项目，但同样需要结合企业的风险偏好和资金成本等因素进行综合判断。

净现值（NPV）：净现值是评估储能项目的净现金流量的指标，主要通过将项目的现金流量（包括投资、运营成本和收益等）折现到当前时间，计算出项目的净现值，即未来资金（现金）流入（收入）现值与未来资金（现金）流出（支出）现值的差额。当 NPV 大于零时，说明项目在经济上是可行的，且 NPV 越大，项目的投资价值越高。