2021-03-22 09:00:32 Mr蒋静的资本圈 　 作者： Mr蒋静  

目前，我国多个省市的光伏或风电项目已经要求配置一定比例的储能，“新能源+储能”的模式，终于千呼万唤始出来。

不少朋友问我，储能到底经济吗?

实际上，储能的经济性，一直都备受关注，也备受质疑。如今，随着锂电产能的不断增加，锂电效率的不断提升，锂电成本的不断下降，锂电储能的经济性也确实逐渐体现，储能行业正在迎来“平价”的关键时点。

那么，锂电储能的经济性应该如何评价呢?这里从几个角度来加以分析。

全生命周期角度

以1MW/2MWh的储能装机进行测算，采用比较匹配新能源发电侧储能的方形磷酸铁锂，目前系统单位成本约1.5元/Wh，系统总成本约为300万元，目前具有竞争力的循环次数可以达到6000次，平均效率90%。

因此，全生命周期的总发电量为1080KWh，折算的度电成本为0.28元/KWh，参考光伏上网电价0.49元/KWh，已经具备一定竞争力。若系统单位成本降低到1.2元/Wh，则经济性会更强。

这当中存在的不确定性是，循环次数6000次，若每天一次，每年360天，运行周期约17年，使用后期的平均效率可能会比较低，进而会降低其经济性。但如果有些应用场景能够每天使用频次增加，比如平均每天使用次数到2次，那么运行周期则降低到8年左右。

总之，作为生产资料，只要尽量提高其在最佳使用期内的使用频次，其经济性就越好，反之经济性越差。

由于锂电成本还在不断下降，锂电效率还在不断上升。预计到2025年，系统成本预计可以降低到1.0元/Wh，循环次数可以提高到至少8000次，彼时全生命周期的经济性会更加明显。

当然，随着低成本光伏发电比例的增加，整体电力成本也会比当前进一步下降，而低成本储能的大规模使用，同样会进一步降低整体电力成本，也就是“新能源+储能”对电力成本下降形成双重推动。

在实践当中，一个光伏电站的运营周期是20年，当前一个锂电储能的使用周期约10年，因此一个光伏电站可能会考虑在中后期补充储能装机，尤其是在锂电成本不断下降和锂电效能不断提高的过程中，动态评估储能的经济性也有很大的意义。

余电存储自用的角度

余电存储，是储能的一个重要商业应用场景，主要针对分布式光伏，尤其是户用光伏+储能。由于是余电，所以可以假设其获得成本为0。

余电存储之后，有两种使用情况，对应不同的经济性：一是自存自用，电价相对较高;二是自存上网，电价相对较低。

同样以1MW/2MWh的储能系统为例，假设系统单位成本为1.5元/Wh，系统总成本为300万元。余电存储之后，自存自用，假设电价为0.9元/KWh，投资回收期为5.1年，全生命周期的IRR为18.3%，经济性较好。如果系统成本更低，或者社会电价更越高，经济性会更好。

可见，余电存储自用的经济性比较好，所以这个领域的商业化更快，也更成熟。这也是为什么欧美地区“分布式光伏+储能”能够率先推广的一个原因。

当然，就像前述分析一样，社会用电成本会逐渐下降，不可能一直都是0.9元/KWh，未来的实际收益率会有所降低，但肯定在合理范围以上。

余电存储上网的角度

余电存储之后，除了自己使用，也可以部分上网甚至全部上网。只是相对自用，上网电价的收益会更低，这个跟分布式光伏自发自用+余电上网的逻辑是一样的。

同样以1MW/2MWh的储能系统为例，假设上网电价为0.49元/KWh，在单位系统成本1.5元/Wh的情况下，投资回收期为9.4年，全生命周期的IRR仅为7.5%。可见，在没有政府储能补贴的情况下，目前的经济性较差。这也是为什么国内发电侧储能的推进速度较慢，但已经处于趋于合理性的边缘。

所以，如果储能系统仅仅用于余电存储上网，其经济性还不足，除非给予一定的补贴。目前我国部分省份对于发电侧储能项目确实还有一定补贴。

但是，如果储能系统单位成本从1.5元/Wh下降到1.2元/Wh，则投资回收期降低为6.3年，全生命周期的IRR提高为14.2%，将具备一定的经济性。

随着锂电成本的快速下降，相信余电存储上网的模式，将很快具备大规模普及的经济性，目前正处于新能源发电侧储能经济性趋于合理的临界点，这也是为什么近期很多省市开始陆续加大了新能源侧储能项目的力度，部分低成本锂电供应商或许已经具备了一定的竞争优势。

削峰填谷的角度

谈论储能的时候，经常提及的一个应用角度，就是“削峰填谷”，在电价较低的时候存储，在电价较高的时候上网，然后赚取差价。

这里同样以1MW/2MWh的储能系统为例，假设充电电价为0.49元/KWh，放电电价为1.0元/KWh。在单位系统成本1.5元/Wh的情况下，投资回收期为9.1年，全生命周期的IRR为8.1%。如果单位系统成本下降至1.2元/Wh，投资回收期为6.1年，全生命周期的IRR为15%，将具备一定的经济性。

可见，“削峰填谷”的商业模式，目前经济性仍然不明显，但如果峰谷电价差更高，经济性或许更强。同样的，随着锂电成本的不断下降，这个模式也迟早会迎来春天。

调频的角度

调频的角度比较专业，但基本思路是按使用情况收费，取决于对调频的需求情况。

这种模式在国内已经不陌生，但因为我国火电占比较高，火电的调频能力较强，因此对调频的需求和频率并不明显。

对比而言，由于欧美的电力结构跟我国不同，新能源占比已经较高，且火电占比较低，因此对储能的调频需求更高，储能的经济性因此较好。

2017年，特斯拉在澳大利亚南澳部署100MW/129MWh储能系统，耗资9100万澳元(约合4.5亿人民币)，该项目在赚取峰谷单价差的同时，还为电网提供调频辅助服务。澳大利亚电网采用一套市场机制向响应速度快的发电机组采购频率控制辅助服务(FCAS)，价格根据不同的响应时间和市场参与者的报价即时决定。2018年是项目运行的第一年，整个储能系统营收就达到了2900万澳币，对应项目回收周期仅3年。

储能在部分应用场景，已经具备了一定的经济性。在部分应用场景，随着锂电成本的不断下降或者锂电效能的不断提高，经济性也在逐渐体现。无论如何，锂电储能的经济性正处于趋于合理的临界点。