西部的储能：电站旁边的那块电池

资本成长学堂 · 道纳出品

这个问题，问到了储能最核心的地方。

储能电站建起来不难，设备有人卖，施工有人做。难的是它的收入：电池本身不发电，它只是把电从一个时间搬到另一个时间。这一搬，能挣多少钱，谁来付钱，付几年，各地的规则差别很大，而且这几年一直在变。

我们在第 10 期讲绿电加算力时说过，风电、光伏不稳定，绿电直连通常要配上储能；在第 71 期讲风光基地之后的装备制造时，讲过哪些环节适合在西部就近做。这一篇讲风光电站旁边的那块电池：它有几种身份，钱从哪几处来，账怎么算，以及哪些收入看起来多、其实不牢靠。

在西部，「储能电站」这四个字背后，常见的是三种模式。设备可能差不多，商业逻辑却完全不同。

新能源配储，是过去几年西部最常见的形态。一些地方在配置风光资源时，要求按装机的一定比例、一定时长配建储能。对开发企业来说，这块电池首先是一项成本，建了就要摊进电站的投资里。它的问题也很典型：建了，但调用得少，有的一年充放不了几次。

共享储能，是对配储的一种改良：与其每个电站各建一小块，不如集中建一个大的，新能源场站租用它的容量，来满足配储的要求。储能投资方的收入，主要是这份租金。

独立储能，是把储能当成电力系统里的一个独立市场主体：它从电网充电，在需要的时候放电，靠电价差、辅助服务和容量补偿挣钱。

这三种模式在实际项目里常常混在一起：一个独立储能电站，可能一部分容量租给新能源场站，一部分参与现货市场。所以看一个储能项目，第一个问题不是「多大」，而是「它的钱打算从哪几处来，各占多少」。

储能的收入规则，不在一份文件里，而是散在好几处。想弄清楚一个省份的储能能不能做，可以按下面这几处去翻：

国家层面这两年的方向，可以用一句话概括：储能要从「政策要求配建」，走向「靠市场挣钱」。 2025 年起推进的新能源上网电价市场化改革，明确不再把配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件；与此同时，现货市场、辅助服务和容量补偿这些市场化的收入渠道，正在各地逐步建立。具体表述和各地的执行口径，以现行规定为准。

这句话对储能的商业模式影响很大，下面算账时会看到。

把各地的规则抽象一下，一座储能电站可能的收入有这么几类：

1. 容量租赁。 新能源场站为了满足配储要求，向共享储能或独立储能租容量，按年付租金，常见的计价方式是每千瓦或每千瓦时每年多少元。它的好处是确定、按年收；它的问题是租金的来源，是配储这项要求本身。要求一松，租的人就少了。

2. 现货价差。 在现货市场运行的地区，电价随时段波动，光伏大发的中午可能很低，傍晚负荷高峰可能很高。储能低价时充电、高价时放电，赚的是中间的差。这是最「市场化」的一份收入，也是波动最大的一份。

3. 调峰、调频等辅助服务。 在一些地区，储能按电网调度要求参与调峰，可以拿到补偿；调频对响应速度要求高，电池在这方面有优势，补偿的计算方式也更复杂。现货市场运行以后，一些地区的调峰补偿逐步被现货价格信号替代，这一块要看当地的过渡安排。

4. 容量补偿或容量电价。 储能在负荷高峰时「随时能顶上」，这份可用性本身有价值。有的地区按放电量给补偿，有的按容量给补偿，国家层面也在研究把新型储能纳入容量补偿机制。补偿的标准、年限、是否逐年退坡，各地差别很大，以现行规定为准。

5. 其他。 比如减少新能源场站弃电带来的发电量增加（配储模式下，这是主要价值），用户侧储能的峰谷价差和需量电费节省等。

我们的看法是：这几份收入里，没有一份是可以单独撑起一个项目的。 储能的账，要靠几份收入叠在一起才算得过来，所以每一份的「牢靠程度」都要单独评估。

假设西部某地一座独立储能电站，规模 100 兆瓦／200 兆瓦时（功率 100 兆瓦，可连续放电 2 小时），总投资 1.6 亿元（按每瓦时 0.8 元示意）。运营期内每年的运维、保险、人工、土地等费用合计 400 万元。

几个关键假设：

第一步，算价差。 假设平均放电价格每度 0.50 元，平均充电价格每度 0.25 元：

注意这里，价差看起来是每度 0.25 元，但因为充放之间有损耗，实际要按「放电价格 − 充电价格 ÷ 效率」来算，每放一度电，净赚的是 0.50 − 0.25 ÷ 0.85 ≈ 0.21 元，而不是 0.25 元。

第二步，把三种情形放在一起。

第三步，把电池的「磨损」算进去。 电池的寿命是按循环次数算的。假设这套电池能做 6,000 次循环，那么每放一度电，摊到的设备投资是：

这个数，可以叫作「度电循环成本」。它的意思是：每充放一次，电池就消耗掉一点寿命。

第四步，读这张表。

情形一的回收期很好看，但它的前提是容量租赁占了收入的近一半。这份收入来自配储要求，一旦要求放松，或者新能源场站自己的配储已经够了，租金就会跟着下来。从情形一到情形二，项目还在；到了情形三，静态回收期已经接近甚至超过电池的寿命，中途还可能要更换一部分电芯。

所以，看一个储能项目的测算，我们会先把容量租赁这一行遮住，看剩下的收入能不能撑住。

（以上数字为示意，不对应任何地区或项目。实际的价差、租金、补偿标准、循环次数和投资单价，差别很大，须按当地规则和询价重新测算。）

配储模式最大的问题，是「建而少用」。 如果储能只是为了满足并网要求，它在电站的账里就是一项成本，调用越多，电池磨损越快，场站并没有很强的动力去用它。我们在第 71 期讲过，「资源换产业」的做法正在被规范；配储也是类似的道理，靠一纸要求建起来的资产，要求一变，价值就要重新估。

共享储能的问题，是租约太短。 容量租赁合同常见的是一年一签，或者签两三年；储能电站的运营期却在十年以上。用一两年的租约，去支撑十几年的投资测算，这中间的缺口要有人认。

独立储能的问题，是收入跟着规则走。 现货市场的价差、辅助服务的补偿、容量补偿的标准，都是规则决定的。规则一调，收入就变。另外，独立储能从电网充电，充电电量要不要承担输配电价、政府性基金及附加，各地处理方式不同，这一项对价差收入的影响可能很大，测算时要单独问清楚。

误读一：按最大价差算收入。 现货市场里确实有价差很大的日子，但测算要用全年的平均价差，并且考虑一天能不能完整地抓住最低价和最高价两个时段。

误读二：按 365 次循环算。 检修、限电、电网不调用、价差不够覆盖循环成本的日子，都要扣掉。300 次已经是不低的假设。

误读三：分不清千瓦和千瓦时。 100 兆瓦／200 兆瓦时，前者是功率，后者是能量。租金按千瓦计还是按千瓦时计，补偿按容量给还是按放电量给，单位错了，收入能差一倍。

误读四：忽略衰减。 电池的可用容量会逐年下降，第八年、第十年能放出来的电，比第一年少。测算要按衰减后的容量算，必要时把中途更换电芯的钱也算进去。

误读五：把补偿当成永久收入。 很多补偿政策有年限，或者逐年退坡。测算时把它当作二十年不变的收入，是最容易高估的地方。

误读六：只算设备，不算安全和消防。 储能电站的消防、热失控防护、安全间距，都有专门的标准和验收要求。这部分投入，以及因此占用的土地，要在一开始就算进去。

西部做储能，有天然的理由：风光装机多、消纳压力大、午间电价低的时候也多，价差和调节需求是真实存在的。

但对地方来说，储能能留下什么，要分开看：

我们的看法是：与其追一个「多少吉瓦时」的大项目，不如先把本地的电力市场规则弄清楚，让储能真的有一份能算得过来的收入。收入稳了，投资会自己来；收入不稳，建起来的电池只会排在电站旁边晒太阳。

电站旁边的那块电池，本身不发电，它卖的是「时间」：把便宜时段的电，挪到贵的时段去用。

这份生意能不能做，不取决于电池有多大，而取决于收入有几份、每一份能维持几年。把容量租赁那一行遮住，账还算得过来，这个项目才算站得住。

本文为一般性讨论，文中数字均为示意，不对应任何地区、项目或企业。新能源配储要求、现货市场与辅助服务规则、容量补偿机制及储能充电电价政策，各地差异较大且调整频繁，以国家和地方现行规定为准。本文不构成投资建议。

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