浙江电价条件很好，用户侧储能为何落地这么难？

现在浙江的电价条件非常好，为什么站在用能企业的立场，还是不愿意上储能（储能的设备投入全部是资方出钱）。 目前的拓客局面还是跟以前一样：要通过发改、能源

今天给大家讲点儿额勒金德的。

如果题主理解的电能储能。是在电价低谷时吸收电能，用电池、压缩空气把电储存起来。等待高峰或者尖峰时卖。

然后算一个大概其：低谷是2毛8买入，高峰时5毛8卖出，一度电存一宿，净赚3毛钱。多划算啊！

然后用这套说辞，去忽悠人投资建设储能电站。

我跟你说，甲方要是能听进去这个，就有鬼了。

我敢说这话，是因为我真的当过甲方。真的参与过几十亿投资的大型工厂建设——从一片平地到挺拔耸立的现代化工厂，从前期到竣工决算打满全场。也真的参与编制和审核过其他十来个中道崩殂的项目可研。可以说，靠谱的不靠谱的项目都经手过。

说重点：甲方要投资什么样的工业项目，取决于该项目的估值，不取决于盈利能力。

上面那看起来很反常识的结论，是从集团公司每年开工的项目与毙掉的项目，其中的大数据统计出来的。

每一个重工业项目，都是一个大型资本运作。

建设一个造价50亿的大型钢铁（或者石油炼化、发电、化工等等）项目，甲方的集团公司需要拨给多少启动资金？

大概5个亿。

由于甲方是专业化的集团公司，那上面那个，纸面造价50亿的项目，最终落地大概花费多少？

大概35亿。（基于我们基建狂魔的能力，基于我们世界工厂的制造能力，最终基建与设备招标，就是能把这个价格压下来。）

项目投产后，该厂稳定实现了每年5个亿的盈利。（基于我们的人口素质，以及工程师红利，工厂就是印钞机，能够即投产即盈利）这样的工厂，外人要收购，评估价是多少呢？

70-100亿。（收购估值不取决于建设费用。就好比30个程序员用了一年做了个游戏，公司一年工资开支才3000万，但收购这个游戏则要付出3-5个亿。不是花3000万把这些程序员工资付了，游戏就归他了。）

那好玩的就来了。

项目建设期间，及投产以后。这个厂能从各个银行手里贷到多少钱呢？

76亿。

（写到这里，有些人该不信了。不信是读者的权力。但当年银行请吃饭，我们财务的大哥大姐们天天喝的醉醺醺的。连我这种干专业的，被抓差参加饭局都喝麻了。）

想不贷都不行，根本由不得我们，各路高级干部打招呼，说XX银行今年放贷款任务完不成，你们单位说什么也得帮着贷9个亿。

贷款总额超过50亿以后，每次这种招呼，我单位领导根本不敢答应，每年盈利不够还贷款的。直接找集团领导拍板，集团旗下财务公司统一协调还贷资金。

哎，中小企业贷款无门。而银行大笔信贷资金出于安全考虑，都集中在优质大型工业项目上（最好是央企）。

好了到了算总账的时间了。

明账上，是集团公司建设了一个工厂，造价50亿，年盈利5亿，盈利率10%

实际上，集团出了5个亿的启动资金，从银行贷款76亿，付完工程款和设备款35亿，还剩下46亿。集团公司后面拿这笔钱，作为9个新厂的启动资金。

看到这里，不妨想想，大型工业项目。5个亿投进去，3年建设期过去，集团公司多了一处大型工厂资产，账上又多出来46亿资金。用户侧的电池储能项目具备以上“优势”吗？不能被银行看好的项目，也终究不会被能源集团看好。

（我原单位老东家，有一点还是不错的——有良心，没把银行贷款当利润分了。还是一直苦逼呵呵的度日。我的昔日同事同仁们，还在千难万险，千辛万苦，千言万语，千山万水地，在祖国各地发扬“四千万”精神，建设一个又一个项目。）

实际上很多地市建设的储能也不少。都是动辄十几亿，几十亿的【抽水蓄能电站】。挖山掏一个湖出来。有些地方甚至一个县建设一个抽蓄。

有废弃盐井的地方，压缩空气储能也在有条不紊建设中。动辄投资又是十亿起步。

唯独，用户储能，尤其是中小规模的电池储能，确实少了些。

呵呵。

就是这样，项目越大，它越有意思。

可以肯定的是：能问出这个问题的题主，一看就是内行人！

储能通过分时电价套利，降低用户的用电成本，在EMC模式下把省出来的电费，再交80%给投资方，开6%的票。

以上是这个行业最正常的操作路径。

1、企业拿了一块空地作为放储能设备的场地，无偿的；

2、企业每个月结算80%的节约电费给投资方；

3、企业主给了钱，只能拿6%的发票；

这里有几个问题：

行业内的人都知道，年用电量300万度，基本理论上只能做1MWh储能。

按日均2次循环，年运行310天测算，浙江区域全年峰谷价差0.9元/kWh。

资方：

1）首年收入=2000×310×0.9×0.8=44.6万；2）回收周期=132/44.6=3年；

注：设备价格按1.2元/Wh，施工成本比例10%，初投资单价则为1.32元/Wh；

业主：

1）首年收入=2000×310×0.9×0.2=11.2万；

在以上内容考虑综合效率、容量衰减、运维成本、税收等内容后：全周期内，资方的回收周期大于4年，业主年均收入在10万以内；

而按综合电价1元/kWh，业主全年电费=300×1=300万；

那么10/300=3.3%;也就是说，我拿了一块地给你，你只能每年给我带来3.3%左右的收益，跟别提其他地区了；

刚讲了，很大概率300万度电做不到1MWh，大概率3%的电费节约都无法实现。

而对比光伏，光伏电价打8折、出力30%，年节约电费=300×30%×0.2=18万，占比6%；

在经济角度上讲，业主做这个事情的动机比较小！

另外，就是EMC模式下，资方只给业主开6%的服务发票；

这个点行业里面的人很少反映过来，目前我只遇到过两种人反映过来了的：一是对方是管财务的，二是对方是个小土老板；前者懂税务，后者上过当；

对于业主来讲，需要给资方付款，换来的进项为

44.6/(1+6%)×6%=2.5万；

而没有储能的时候，

储能出力这部分的电力进项为(2000×310×1)/(1+13%)×13%=7.1万；

中间这个税差，大家知道能给业主带来多大的增值税减少么？不得而知，反正我知道资方一定赚了，因为资方的销项减少了，期初的投资成本得抵扣很多年。

再说一下备电的能力：

按照现在的配储逻辑，储能额定工况下顶满2h的负荷算是谢天谢地了；你备电能备多少···

如果按照非0.5C的倍率进行配储，资方的初投资又增加了，谁干？

所以，我一直认为在现在这套市场机制下，备电这类的收益就是瞎几把忽悠人；

作为储能行业的从业者，我是不愿意去揭露这些事实的，奈何你们要问...

但市场机制的发展，一定是需要一步一步的去走出来的。

中国要真正迎来储能的爆发，一定要在完善电力市场的道路上继续深耕；

容量电价能不能开？

现货市场能不能开?

如何解决中长期售电业务和现货市场的衔接？

这些都是我们面临的问题！！！