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2022年大储能商业模式分析

储能行业的发展由市场和政策两方面推动，主体由储能投资方和

政策制定方决定。政策制定方考虑能源转型以及新型电力系统的建

设，积极推动储能市场的发展，而储能投资方最关心的是储能的经济

收益，目前我国大型储能的应用场景主要为风光配储、调频等辅助服

务、独立共享储能、工商业储能。在上篇的内容中，我们分析了在新

型电力系统下大储能目前的应用现状，本篇，我们将测算以上储能类

型的经济性。

风光配储：政策强配压力下的新能源成本项

全国新能源消纳压力整体得到改善。“十二五”初期，全国新能

源消纳压力较大，整体弃风弃光率较高，其中弃风率201年达19%，

后我国重视新型电力系统建设，解决新能源消纳能力，弃风弃光率

得到明显改善。

新能源消纳压力呈现区域分化的态势。具体分区域看，华北、西

北、东北地区风光资源充足，是大型集中式风光项目的主要建设地区。

由全国新能源消纳监测中心数据，2021年弃风弃光现象主要集中在

这三个地区，其中华北、西北、东北弃风率分别为1.9%、5.8%、

0.9%，弃光率分别为6.2%、5.2%、2.9%。

风光配储比例区域分化，范围一般为10-20%。全国来看，风光

项目配储基本成为硬性指标，配储比例一般为新能源项目装机规模的

10%-20%；分地区看，东北、华北、华中、西北部分地区配储比例

较高，内蒙地区光伏配储比例要求20-30%。新能源消纳压力越大，

新能源装机推进速度越快，配储比例越高，比如山东枣庄是山东省唯

一所属区市全部纳入整县屋顶分布式光伏开发试点的市，配储比例高

达15-30%。

政策压力叠加新能源占比增加，配储比例有望提升。新能源项目

有较强的政策强配压力，我国重视新能源消纳情况，对于新能源发电

消纳责任权重完成不佳的省份将通报批评。根据国家能源局关于
2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况的通报，部分地区如

新疆、甘肃等省份因消纳未完成指标而在通报中被批评。新能源装机

不断提升，新能源功率波动平滑难度增大，因此未来新能源装机不断

提升，配储比例也向大容量化发展。政策压力叠加新能源装机提升，

各个省份的新能源配储比例有望提升。

风光配储收益来自于提升消纳率，增加发电并网收入。于新能源

项目投资方而言，风光强配储能收益主要来自于提高消纳率，相当于

提高利用小时数，多数地区风光消纳率为90%以上，因此配储的消

纳率提升幅度不高。

我们分别对风电/光伏项目分别做不配储能/配储能的经济性测

算。

风电及配储核心假设如下：

1、装机规模为200MW，年利用小时数为2300小时；

2、风电单位投资为5.7元/W，自有资金比例为30%；

3、上网电价为0.37元/kWh；

4、储能单位投资为1.75元/Wh，电池更换周期为10年。

光伏及配储核心假设如下：

1、装机规模为50MW，年利用小时数为1300小时；

2、光伏单位投资为4.4元/W，自有资金比例为30%。
3、上网电价为0.37元/kWh；

4、储能单位投资为1.75元/Wh，电池更换周期为10年。

风光配储是风光项目的成本项，拉低整体内部收益率约1pct。

风光配储的收益模式单一，且上网电价相对较低，配储没有经济性。

不配置储能的风电项目内部收益率为9.5%，光伏项目为6.2%；自

建配置10%的储能的情况下，风电项目内部收益率降低1.3pct，光

伏项目降低1.4pct。假设其他条件不变，储能成本需要下降至0.75

元/Wh以下才能为风光项目带来收益。

经济性驱动风光配储项目压低成本，储能性能大打折扣。对于新

能源项目投资方，经济性最大化是将储能项目成本降至最低，从储能

与电力市场跟踪的2022年10月份的储能项目来看，新能源配储的

中标价格相比其他的企业较低，新能源配储项目加权平均报价为1.43

元/Wh，而独立储能和用户侧储能加权平均报价分别为1.88元/Wh

和2.07元/Wh。新能源配储控制成本，采购的设备、电芯相较其他

场景储能更差，因此储能性能大打折扣，根据《新能源配储能运行情

况调研报告》数据，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投

资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。2022年1-8月，全国电

化学储能项目非计划停机达到329次。

共享储能成为新能源配储的折中方案。共享储能是由第三方投资

者建大型独立储能项目，新能源项目投资方可以通过租赁独立储能的

部分容量来满足政策强配要求，每年付独立储能一定的租赁费。对于

新能源项目投资方来说，容量租赁费用每年支付，减少了初始投资巨

大的现金流压力；对于共享储能投资方来说，独立储能电站的收益