现在的储能项目经济性如何？
看报道： 山东再添储能国家电投海阳储能电站并网试运行 (baidu.com) 一次充电量200兆瓦时（20万千瓦时），可满足1000户家庭一个月用电，年可消纳新能源电量1亿千瓦时：一年充放电500次？白天光电充电半夜风电充电？太理想化了吧，这里我认为至少需要打个六折。总投资4.38亿元，就当你能用10年，年折旧也有4380万元，摊到1亿（未打折）度电，度电成本也有0.438元。看来煤炭价格翻倍之后经济上才可行？
国内储能目前主要有大储和小储两种主要模式，户储暂时没得市场；
Ps：大储=电源侧+电网侧（国外称表前储能）；小储=用户侧（分为工商业、备电，主要是工商业储能，国外称表后储能）；
为了方便大家看，我直接说成本数据：储能系统单价0.8-1.2元/Wh，EPC单价1.4-1.6元/Wh；
这个数据大差不差，别再去看其他人给你分析一堆了。（更新时间2023年9月）
Ps：最近电芯价格下降比较多（因为产能过剩，各电芯厂自杀式对外报价清库存），系统价格基本上被打到1.2元/Wh以下了；
1 国内大储（独立储能/共享储能）
国内大储市场主要是风光电场配储，电网侧调峰调频辅助服务带来的。其收益模式主要集中在容量租赁、调峰市场/现货市场，调频市场，政府补助，容量补偿等；
目前，大部分的地方大储收益模式仅仅在于调峰+政府补助，于是以青海为首搞出了“共享储能电站”概念。其本质就是N个新能源发电场站，租赁共享一个独立储能电站，以实现其强制配储的指标。
然而，卖方测算中，有一个关键指标“出租率”被很多外行给有意无意地忽视了，他们基本会将其设置为100%出租，实际上这个数值低于30%。其次是，因为较低实际出租率，所以租赁单价也在大幅萎缩，达不到政府提的建议单价。
在典型的收益组合中，仅靠调峰市场是完全算不过来帐的，所以很多电站会在前期规划的时候，考虑容量租赁+调峰；
现在资方也不是傻子，知道以上组合还是不保险。于是一门心思向政府要补贴，越多越好。其本质就是大储算账真的太难了。
我测算过一个直辖市200MWh的电站，在考虑30%出租率，250元/kWh单价，叠加调峰市场时，政府补助基本要达到5000万以上，才能达到资方8%的定案要求；
目前，国内在大储走得比较前的是山东、湖南、广西等地方，各地也在疯狂参考人家的内容，创新政策模式。
整体来讲，因为储能这个行业和当地电网运行、政策导向强相关，每个地方的测算结果差异还是比较大的。同样的收益模型，在不同的地方的收益率会出现明显的差距，这主要就是看当地政策的支持强度了。
2 国内小储（工商业）
工商业储能主要的收益就是峰谷套利，别无其他。不要再听啥备电、需求响应、需量管理之类的瞎忽悠了。要实现这些功能，一是条件极度严苛，二是有可能会折损峰谷套利的收益，得不偿失。
决定峰谷套利的关键因素有两个：分时电价差和负荷曲线；
分时电价差这个很多人都知道了，经验数据≥0.7元/kWh。但这玩意怎么测出来的，我保持中立态度，因为我看了很多说这个的测算模型，BUG不是一点点，这就不展开了。
现在国内很多省份都知道工商业储能难做，集成厂商跑一年跑不出几个单子的情况太正常了；
于是，很多地方采取了向“两充两放”充放策略的做峰谷形状；价差也不断拉大，我记得没错的话，上海的尖峰价格在1月的时候达到了1.8元/kWh，峰谷差大于1元/kWh，我当时看到这个直接吓尿了。IRR直接拉爆到15%以上。
在峰谷价差满足的情况下，很多项目又困于另一大配储条件：负荷曲线与分时电价是否匹配？
很多企业三班倒，没日没夜的搞产能，结果就是负荷曲线是一条“冷漠”的水平线。。。
这会导致，变压器没得容量给储能设备充电，充不进去，何谈放出来套利。
除了以上，工商业配储还得考虑设备占地、并网接入等限制因素，最后就是要解决安全性的问题；
另外，市面上很多厂家吹自己设备循环8000次以上，这因为目前没人能验证，导致很多测算模型里面，是完全不考虑电芯更换的成本的。什么用15-20年，我统称大忽悠；
总结
目前的储能市场，结合政策很多地方能算过来帐，但在测算的过程中，有意无意地忽略掉了很多影响因素；
资方大多数反映过来了，所以会找政府疯狂要补贴，政府为了推动储能的战略，也在大储、工商业出了很多补贴政策；
储能目前和几年前的光伏一样，政策导向；
等到系统成本再度下降，政府补贴就会没了，到时候就会和现在的光伏一样，毕竟行业里面把储能当作光伏的儿子。。。。
到2024年，80%的储能系统集成商都有可能倒闭，因为行业即将迎来一次大洗牌，这几乎已经成为储能行业的共识。
不得不承认，储能的确是光伏的继承者，在政策支持下是能有很光明的未来。目前，在全球和我国的储能总需求预计将分别达到1164GWh和374GWh。同时，全全球范围内，光伏侧配储的需求更高，我国在风电侧和光伏侧均存在广阔的配储市场空间。
但是，储能行业发展存在很大的几个问题是：
1、僧多粥少
全国目前注册有储能业务相关的公司已经有4万多家，仅仅在今年的一季度就增加了1万多家，整个行业已经积聚了相当的风险。
如果刨去电芯、PCS、温控等储能供应链企业，仅储能系统集成商就有高达1万家。
虽然国内储能市场仍在保持高速增长（根据CNESA数据，2022年国内新型储能新增装机量为7.3GW/15.9GWh，同比增长200%，其中锂电池储能占主导，新增装机规模突破7GW），但市场上现存的企业主体增长更快（增长5.8倍），导致目前市场上出现“僧多粥少”的局面。
央视财经近期援引中关村论坛上专业机构的预测指出，今年新型储能市场规模有望突破480亿元。但简单计算可知，要平均分给市场上的一万家储能系统集成商，则每家企业可分得的蛋糕仍少得可怜。
2、资金投入多，技术门槛高
储能行业实际上对于新进入者非常不友好，难度非常的大。因此，不排除一部分其实都是冲着国家补贴来的。
从表面上看，储能系统集成商只是把电池、PCS、BMS、温控等设备进行了组装和集成，似乎难度并不高。但实际上，储能系统集成既涉及电芯的电化学领域、PCS的电子电力领域和匹配电网的电力领域相关know-how，也需要大量资金投入，并不是低门槛。
仅电芯的选择一项，就需要集成商建立相关实验室，投入大量资源进行测试研发和数据挖掘来鉴别。这对于集成商的要求是非常高的。
一家储能企业必须要越过三个重要阶段，分别是安全性、经济性和智能化，这要求参与者拥有相关技术能力可以保障安全，有一定的产业规模可以实现经济性，以及持续的服务能力可以通过智能化来帮助电力市场解决波动性问题。
3、利润微薄
储能集成商利润微薄是目前业内普遍存在的现状。从上市储能企业的财务数据来看，2022年储能系统业务的毛利率普遍在10%-15%，净利率则为微利水平。
目前下游电站的收益率本身就不高，会控制成本，储能系统集成商面临一个充分竞争的市场，即使再优秀的企业，也要做到平均价以下。尤其很多跨界企业，是用其他产业的利润来补贴储能业务，更加导致行业的低价竞争。
今年以来，储能行业招中标规模大增的同时，投标报价屡创新低，冲业绩、抢市场等因素导致报价跌破成本的现象频繁发生。
目前行业内存在大量生存困难的系统集成商，为解决生存问题，只能低于成本价拿项目。“靠低价中标越多，死得越快。”
4、市场和政策风险
目前储能市场和政策都存在较大的不稳定性，如原材料价格波动、储能补贴政策变化等，新入局的储能系统集成商容易出现战略性失误和偏差。
举例来说，上游原材料价格波动过大，可能导致本来核算盈利的项目，实际履约时就出现亏损。
一个大储项目的订单金额就高达几千万到一个亿，很多小企业会举全公司之力做一到两个项目，一旦面对外部激烈竞争或者政策、市场的巨大波动，决策出现失误，那么这些小企业很容易被迫退出市场。
从大的产业周期来看，储能行业当前正处于产业导入期的后段和产业快速成长期的前期阶段，刚刚开始进入到规模化应用的阶段，因此行业竞争格局仍然存在着很大的变数。
“交易是储能的照妖镜”。这背后的关键变量之一就是储能系统是否可以完善市场化机制，广泛参与电网交易。
当前国内储能市场的繁荣很大程度来自于新能源强配储能的政策，很多业主安装储能系统的作用只是为了能够顺利并网。储能系统大量闲置，“建而不用”的问题非常普遍。在此背景下，业务方往往一味追求低价、造成劣币驱逐良币。而储能产品的优劣，包括循环次数、其他各个方面的参数指标，都没得到验证。
一旦政策开始强制要求储能系统尽量参与交易，那么过去几年靠新能源强配储能推动的大量项目将会暴露出问题，储能企业的真实产品力将得以体现。
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