现在的储能项目经济性如何? 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。 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500MWh的电站，在考虑30%出租率，250元/kWh单价，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

现在的储能项目经济性如何?

如今，国内的储能项目主要分为大储和小储两种模式，而户储目前还没有市场。国内大储市场主要依靠风光电场与储能系统的配套，为电网调峰和调频提供辅助服务。储能项目的收益主要来源于容量租赁、调峰市场/现货市场、调频市场、政府补助和容量补偿等方面。目前，大部分地方的大储收益模式仅限于调峰和政府补助，因此青海提出了共享储能电站的概念。也就是N个新能源发电场站租赁共享一个独立的储能电站，以满足强制配套储能的指标。

卖方在测算中有一个关键指标，即出租率，被很多外行人有意或无意地忽视了。他们往往将出租率设定为100%，但实际情况下，这个比例很可能低于30%。由于实际出租率较低，租赁单价也会大幅下降，无法达到政府提出的建议单价。

在典型的收益组合中，仅仅依靠调峰市场是无法满足经济效益的，因此许多电站在规划初期考虑到容量租赁和调峰的组合。现在的资方并不是傻瓜，他们知道以上组合也并不安全可靠。因此，他们更倾向于向政府争取更多的补贴，越多越好。这实际上揭示了大储的经济性确实非常困难。

我曾经计算过一个直辖市的500MWh电站，在考虑到30%的出租率以及每kWh250元的单价，并加入调峰市场时，政府补助需要达到5000万元以上，才能满足资方8%的定案要求。现在的储能项目经济性面临着巨大的挑战。