储能项目投资研究与应用

黄潇

摘要：文章主要研究的是未来储能的发展方向，由于新能源在发电过程中存在不稳定性和间断性等特征，储能配套保障电力稳定性应运而生，但是增加储能又会降低新能源项目的收益。文章总结了储能发展的相关政策，介绍了储能的类型及其优缺点，通过分析得出未来共享储能概念将得到大力发展，未来独立储能将较大范围取代新能源配套储能实现调峰调频作用。文章通过案例测算独立储能项目的收益情况，总结了储能项目投资的方向，为企业投资独立储能项目提供参考。

关键词：独立储能；共享储能；新能源

2020年9月国家明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标，为达到“碳达峰、碳中和”的发展目标，我国新能源装机迅速发展，计划到2060年全国能源消费中化石能源的消费比例将下降到20%以下。为了实现国家“碳达峰、碳中和”目标，国家发展和改革委员会、国家能源局等相关国家能源管理部门印发了一系列政策文件全面支持新能源的发展。然而由于新能源自身的特征和分布情况，新能源在发电过程中存在不稳定性和间断性等无法控制的情况，储能配套保障电力稳定性应运而生，目前储能项目工业运用正在趋近成熟，未来民用储能也会逐渐普及。

一、国内外储能政策

近年来，储能行业发展迅速，技术更新迭代速度很快，储能形式也更加丰富，全球储能装机规模高速增长，据相关机构统计，2021年年底，全球已投运的储能电站项目累计装机规模达到209.4吉瓦，同比2020年增长了9%，其中新型储能累计装机规模同比增长67.7%。纵观各国储能发展，美国、欧洲、日本、韩国、澳洲储能发展较早，政策较为成熟，储能项目具备较高的经济性。

我国储能项目近几年才开始发展。2020年9月，国家明确提出“3060”目标，即2030年实现全国范围的能源“碳达峰”，2060年实现全国范围的能源“碳中和”。实现能源可再生，增加清洁能源的使用比例，最重要的就是在能源供给侧实现能源替代——可再生能源发电。可是，可再生能源、新能源发电具有随机波动性，且储能具有间歇性特点，伴随着再生能源、新能源项目不断落地带来的更大规模并网，为保障电网安全稳定运行和电力电量平衡，储能设备的研究及开发得到大力发展，相关政策也逐步完善。

（一）国家层面推出的重点储能政策

2021年7月，国家发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，《意见》指出2025年我国储能形式将逐步形成规模化，2025年全国装机规模要实现3000万kw以上，到2030年储能行业需实现新型储能全面市场化发展。《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知（发改运行〔2021〕1138号）》，《通知》提倡以市场化机制，通过市场选择引导市场主要参与者增加新能源的并网形式和并网规模，明确发电企业可通过自己建设、合作建设、向他人购买储能等方式来配套新能源的并网规模。2022年国家共发布相关政策五十二项，各省各地市县共发布与储能相关的政策共437项，2022年3月，国家能源相关部门给予新型储能更多指导方案，即《“十四五”新型储能发展实施方案》，方案指出，2025年以后新型储能将完成规模化的目标，2030年实现储能市场化，方案并进一步指出，推广共享储能模式，以储能促进新能源的高效消纳利用，保障可再生能源占比稳步提升。《新型储能项目管理规范（暂行）》的出台，更进一步规范和为新型储能参与电力市场给予指引，《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》更加明确，新型储能可作为独立储能参与电力市场中，在电力系统运行中发挥调节峰谷、参与一次二次调频、顶峰、黑启动等多重作用。新型储能独立计量、独立控制，通过接入调度自动化系统被电网监控和调度，更具有灵活性。

（二）部分省份新能源配储能政策

按照国家的要求，各省陆续出台储能相关政策，基本上是大同小异，但是省份不同还是有些地域差别，部分地方政策见表1。

二、储能项目类型

（一）电网侧储能

电网侧储能是指在特高压直流变压器附近、新能源电站建设密集地区和电能负荷集中地等位置建设的储能电站。搭配建设电网侧储能是新能源并网后必然的结果，储能的建设可为电力系统运行提供有力保障，通过黑启动、参与一次二次调频、调节电网峰谷等多种服务，配合电网进行削峰填谷，提供缓解电网供电压力的作用。

（二）用户侧储能

用户侧储能是指建在用户方旁边，一般是大型工厂、工业园高耗电园区的储能电站，多数以配合小功率光伏应用的光储形式存在，用户增设储能容量，实现价值的最直接方式是对峰谷电价的套利。

用户侧储能采用“用户侧峰谷价差+电网侧辅助服务”模式的可行性较高。现阶段，根据调研，主要通过“ 用户侧峰谷价差” 的模式获得综合收益，在项目投资决策初期与承租方达成租赁意向，与大用户签订电量消纳协议，从而保障收益。

（三）电源侧储能/发电侧储能

电源侧储能电站，又叫发电侧储能，主要是现役及新建风电、集中式光伏按规定配额配置的储能电站。目的是为了缓解和调控新能源电站上网的不稳定性和间断性等无法控制的情况。电源侧储能通常按照新能源电站规模的10%～20%进行配置。

三、储能项目投资分析

（一）项目投资要点分析

首先，需要对项目的可行性进行分析，即土地、政策、电力接入、消納等因素进行调查。在确认项目具备基本可行条件之后落实项目经济效益。

投资项目的经济效益主要是通过财务评价来完成。经济性最重要的三个要素就是收益率、投资回收期和现金流。

根据项目需求情况及基本条件落实项目规模（落实租地面积）、土地价格、电力接入情况（是否有升压站接入）、当地电价、用地合规性、电力消纳情况、银行贷款融资情况、当地人力成本（测算运营成本）等因素。一般可运用木联能等经济测算软件进行收益率和回收期的测算。

（二）投资储能项目涉及文件及单位

1. 项目相关文件

储能投资项目涉及的文件主要有与政府的投资合作协议、项目投资备案文件、项目用地协议书、相关部门的项目用地规划及选址意见、项目不压覆矿产的意见、林业和草原局批复文件、项目可行性研究报告、项目接入系统批复等。

2. 项目涉及单位

储能投资项目涉及的单位主要有土地主、项目所在地地方人民政府、项目所在地行政审批局、自然资源局、林业和草原局、电力公司、设计院等。

（三）几种形式储能项目投资的优缺点

1. 电网侧储能

电网侧储能项目投资的优点为储能项目的用户是电网公司，项目配合电网公司来实现电力调峰调频，项目收益有保障，不会出现费用结算拖欠问题。缺点是受当地电价和电网结构影响较大，不一定有高的收益回报，且需按照电网公司要求执行，没有自主操作的权限，并且项目受到电网公司考核。

2. 用户侧储能

用户侧储能项目投资的优点为利用电网峰谷电价差，项目销售电力给需求企业，对于耗电量大的企业用户，峰谷电价差较大的地区，项目收益较高。缺点是满足投资条件的项目数量较少，竞争激烈。

3. 电源侧储能

电源侧储能投资的优点为保障新能源（风力发电、光伏发电）项目的稳定性，大部分省市要求强制配套投资。缺点为收益可能较差，原因为配套的新能源项目可能全量上网，不需要或者少量需要储能调节。

综上所述，电网侧和用户侧储能项目收益相对有保障且收益较好。电源侧储能可采用共享储能的模式进行新能源项目配套，未来独立储能可能越来越普遍。

四、独立储能项目投资分析

（一）电网侧独立储能项目投资经济分析

1. 财务评价模型

以广东省为例，假设广东省某工业园规划建设总容量100MW/200MWh的独立储能项目，项目规划建设期1年，运营期20年。广东省对于独立储能电站的政策为，容量为10MW/1小时及以上的新型储能电站可以直接对接当地供电局或电网公司，与当地供电局或电网公司签订并网调度协议。储能电站深度调峰补偿标准为0.792元/千瓦时。

2. 财务评价

财务评价中相关比率的取数如无特殊，按照行业惯例计算。行业收益率设为7%，收益率大于7%为收益较好项目。

（1）总成本费用

折旧年限取10年，残值率取10%。储能电站按5人进行配置，年均运维费估算250万/年，全年站用含税电费为464.48万元/年，更换电池成本按12000元。

其中，全年站用电费=每月估算站用电量（预计75万KWh）×运行月数（11个月）×站用含税电价（0.563元/kWh）=464.48万元/年，

运营期第11年时更换一次电池，更换电池成本为 200MWh*0.6元/Wh= 12000万元。

（2）效益计算

一是调峰储能电价及补偿收入

广东储能系统的补偿价电价为0.792元/kWh。在运营期内，年调峰次数按350次考虑，储能的能量效率约为85%，計算得，含税补偿收入总额为94248万元，年均含税补偿收入为4712.4万元。

二是二次调频补偿收入

根据广东省储能电站相关管理规定中调频补偿计算方法，广东补偿标准为12元/MWh。按80%效率计算，假设等效调频11个月，每月12天调频，年调频容量补偿约304.13万元。因此，调频里程收益计算为：调频里K值取值：1.70；开根号3后K值=1.19； 出清价格取值：10元/MW；结算调频里程折算系数0.5；调频里程估算：每小时调频里程≈1000MW;经计算，月调频里程为856.8万元，假设等效调频11个月，年调频里程收益为4712.4万元，全年二次调频收益约5016.53万元。

由于南方电网调峰、调频只能参与其中一项，取较高的调频收入。经测算，项目总投资收益率及资本金投资内部收益率大于行业收益率，投资回收期较短，现金流较好，项目经济效益良好。

（二）用户侧储能项目投资经济分析

用户侧储能项目投资分析模型建立较易，销售收入=（售电价-电网电价买入价）*售电量，成本与电网侧储能项目基本一致。不同的省份电价不一致，需根据当地情况来测算投资回报率和回报期。

以广东为例，根据2019年延续至今的，广东省发展改革委发布的广东省一般工商业电价有关事项的通知。电价价目表如表2所示。

由表2可见，广东地区工业用电高峰电价与基础电价差距较大，用电量越大的用户配套储能设备，投资收益越好。广东地区投资用户侧储能项目收益较可观。

（三）电源侧储能项目投资经济分析

早期电源侧储能项目投资收益率较好，回收期最短也能达到5年左右，但目前电源侧储能项目投资收益基本低于行业收益率，尤其是全量上网的电站项目，很少需要储能进行调节，如果是单独的储能项目投资，不建议投资此类项目。

（四）储能项目投资风险

一是政策风险。随着国家政策不断完善，储能项目的投资政策会逐步变更和细化，按以往政策要求投建的储能项目补贴可能出现补贴降低或者取消等情况。或者随着新能源项目大量并网，配套的储能小时数要求更高。

二是市场风险。宏观经济波动或者宏观市场的变化都会引起市场风险。

三是安全风险。目前储能电池技术仍在不断完善中，电池安全、安全监管是未来要改进的地方。像某储能电站自燃或者爆炸的情况不能发生。

四是经营风险。项目建设好后如无法快速对接用户或者维护不当将造成一定损失。因此，项目投资前需要与用户签订好合作协议或者租赁合同，定期维护，按时大修，购买好意外事故保险以降低项目风险。

五、储能项目投资建议

目前湖南省、山东省储能项目的政策比较明朗，广东省的电价政策较好。投资储能不仅有电价收益还可以取得租赁收益，因此储能项目的收益高低、项目的筛选与当地政策密不可分，也与项目类型密切相关，因此从电网规划上筛选合适的选址、优先挑选制造业产业园投资建设该项目更适宜。

（一）电网侧储能

一是建议在新能源富集区域建设独立储能电站。可在新能源富集区域布局一批独立储能电站，可促进新能源消纳。

二是在电网薄弱地区建设独立储能电站。在电网末端布局独立储能电站，可提高电网可靠性及系统调节能力。

三是负荷集中、直流输电落点地，也适宜建设储能电站。

（二）用戶侧储能

现阶段，用户侧储能电站收益相关政策，主要通过“ 用户侧峰谷价差” 的模式获得综合收益。因此在项目筛选初期，需要着重查询用户的用电情况，项目投资决策初期与承租方达成租赁意向，与大用户签订电量消纳协议，保障投资收益。

（三）电源侧储能

电源侧储能现阶段主要是现役及新建风电、集中式光伏按规定配额配置储能。可以根据各省公布的新能源规划方案，与省、市发改委进行沟通后，在电力交通枢纽设置储能项目，集中调节光伏、风电电站。此外，抽水蓄能等大型项目的设置需纳入国家五年规划，因此要紧密根据国家五年、十年规划进行部署。

六、结语

储能项目在国家新能源大力发展的行情下开展得如火如荼，基于边际效用，规模效应等原因，设置独立的共享储能可以很好地解决储能项目投资回报的问题。而且，国家和各省市也在逐渐出台相关规范，未来独立储能的发展将越来越成熟。

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（作者单位：中国能源建设集团投资有限公司南方分公司）