10分钟看透储能商业模式，财富密码在哪？ 家人们，想不想让自家电费大幅下降，

10分钟看透储能商业模式，财富密码在哪？ 家人们，想不想让自家电费大幅下降，还助力电网稳定运行？答案就是储能。今天，咱们就一起深度剖析储能商业模式。储能分为户储和大储，户储服务普通家庭，功率小；大储用于电站、电网，功率强大。2022年是国内大储元年，相关股价飙升，涨幅近五倍，背后关键是储能商业模式的打通。接下来，就用大白话为大家揭秘。 国外储能发展早，因为商业模式清晰。海外电力市场化程度高，电价随供需大幅波动，峰谷价差惊人。德国去年用电高峰时，电价0.5欧元，约合人民币3.5元 ，今年能源危机缓和后，最贵1.5元一度，最便宜3毛，价差超1元。美国加州峰谷价差也在1元左右。 国外储能赚钱逻辑简单，像用充电宝，低谷电价时充电，高峰电价时放电。普通家庭买储能设备，几年就能回本，后续还能省电费。储能电站也如此，回本后成为稳定盈利项目。 但这个模式在国内行不通。我国电力市场化程度相对低，电价低，但峰谷价差极小，只有2毛钱。靠这点价差建设储能电站套利，几十年都回不了本。 过去，我国储能项目靠政策推动。风电、光伏发电不稳定，风大、晴天发电多，没风、阴天发电少，为保障电网稳定，国家要求风光电站按发电容量配置10%以上的储能设施。但2020 - 2021年，储能产业发展不理想，因为储能成本过高，项目缺乏经济性。对光伏电站来说，配置储能增加成本，比浪费的电量成本还高，所以企业都拖着不建，等锂电降价或有盈利空间再行动。 转机出现在2022年8月，山东省出台政策文件，打通储能商业模式，随后各省纷纷效仿，储能市场三四季度迎来爆发式增长。一个100兆瓦/200兆瓦时的储能项目，理论一年收入主要来自四个方面： 1. 现货价差套利：和峰谷价差套利类似。以广东为例，每度电价差约2毛5，加上政策减免，实际可达3毛。100兆瓦的储能项目每天发电2小时，一年360天，年收入约2160万，保守估计2000万。 2. 容量补偿：用电高峰时，电网负荷大，储能辅助调峰，电网给予补贴，由所有电力用户分摊。山东的标准下，100兆瓦/200兆瓦时的储能电站补偿金额约600 - 700万。 3. 容量租赁：国家要求光伏或风电项目配储能，企业可选择租赁。山东储能项目出租价格一般25元/千瓦·月 ，100兆瓦项目一年租赁收入理论可达3000万。 4. 辅助服务：储能参与电网调峰调频，电网给予报酬。但各地政策不同，收入一般在500 - 1000万。 看似收益可观，但这四项收入都有问题。现货价差套利目前电力现货交易占比小，市场不活跃就无法盈利；容量补偿各地标准不同，收入不确定；容量租赁去年很多项目租赁率不到三分之一，盈利难；辅助服务有门槛，小型储能项目无法参与，收入不稳定。 山东针对这些问题采取了措施。在现货价差套利上，提供优惠电价，扩大套利空间，且国家能源局发布规则，有望让市场更活跃；容量补偿明确标准，参与套利项目给予两倍补偿；容量租赁鼓励全省风光项目租赁储能，部分项目租赁率已达80%；辅助服务全力支持储能参与调峰调频，保障企业投入。 建设储能电站成本不低，每瓦时成本约2元，一个100兆瓦/200兆瓦时项目总投资约4亿元。理想状态6年回本，之后成为稳定现金流项目。目前大型央企预期内部收益率6% - 8%，但现阶段实际仅2% - 3%。 从市场数据看，2021年我国储能装机容量2.4GW/4.9GWh ，2022年7月南网科技一家公司储能招标规模就超2021年全年，2022年全年装机量6.9GW/15.3GWh，增长近两倍，招标量44GWh，预示2023年装机量可能再翻番。2023年1 - 4月，装机规模达2.5GW/5GWh，超2021年全年，是2022年同期5倍多，行业高景气。 最后提醒，今天是储能行业基本面分析，非投资建议。储能板块曾被热捧，估值高，现似在筑底，想上涨需新驱动因素，如电价改革拉大峰谷价差、电力紧张电价上浮、锂电池价格稳定、拓展海外市场等，但美国和欧洲相关法案阻碍出口，一带一路国家市场体量目前较小，未来发展仍需关注。 储能行业潜力巨大，挑战与机遇并存，让我们持续关注，见证它的发展。