中国独立电池储能站热潮

中国正试图将电池转变为电力系统的商业业务——而不仅仅是风能和太阳能的合规附加组件。 拥有自己的公司、计量仪表和交易账户的独立电站现在主导着新的储能采购。 内蒙古等地的建设清单达到数十吉瓦，涵盖数十个项目。 国有巨头已经推出了数百个储能车辆。 包括过去只运送设备在内的私营公司正在赢得大量招标。 吸引力很明显：在电网因中午太阳能而饱和时充电，在晚上需求推高价格时放电，并收集当地规则允许的任何容量、租赁和电网服务费。 一旦电站离开电子表格，阻力也同样明显。 硬件比两年前便宜，这降低了进入门槛并吸引了更多产能。

更多产能威胁到每个人都需要的利润空间。 政策支持是真实的，但各省不均衡。 提交申请很容易； 清除企业回报障碍并不容易。 其他储能类型也承受着压力。 与可再生能源配对的光伏电站通常是为了赢得电网连接，然后闲置。 工厂的厂内系统依赖于峰谷价差，在浙江等市场已经收窄，投资回报期延长至十年。 独立资产旨在位于计量仪表的系统侧，并像商业削峰资源一样行事。 只有当交易机制、调度规则和补偿真正以现金形式出现时，这个故事才有效。 一个典型的中型电站仍然是一笔大额支票。

对于一个100兆瓦、200兆时容量的站点，在并网、土地、消防安全和融资之前，设备和土建工程成本达到数亿元人民币。 系统投标价格对于常见的磷酸铁锂配置已经急剧下降，这对开发商有利，但对制造商的利润率不利。 持续时间正在趋长。 所有这些都没有消除 softer barrier：省级配额、“可靠容量”定义和名单资格。 资本是必要的； 许可更稀缺。 商业计划书中堆叠了容量支付（根据新国家指导方针下可用性的保留费）、能源套利、频率支持等辅助服务以及向宁愿租赁而不是建设的可再生能源所有者租赁容量的能力。

在一个友好的省份，这些线条可以分成一个平衡的年收入。 在一个不友好的省份，套利减半，容量规则仍然不确定，或者现货市场从未完全运行，那么同样的设备看起来就会被困住。 行业论坛直言不讳：只有少数地区拥有连续的现货市场才能提供接近金融赞助商称为正常的回报水平； 许多运营电站的收益率在个位数低，或者亏损。 宣布的管道容量远大于已投运的兆瓦时。 满足内部IRR门槛的已投运电站更为罕见。 在内蒙西部、山东和河北的少数项目在周期和当地规则合作时被引用为两位数或高个位数的混合结果。 它们是可能性的证明，而不是全国平均水平。

跟随不需要十年完美调度的资金。 设备制造商在集装箱发货时记录收入。 领先的集成商报告称，储能销售足以重新定义他们的组合——有时超过旧产品线——而价格竞争和库存积压吸收现金并侵蚀毛利。 这就是为什么一些供应商想拥有电站并通过基础设施基金循环资本：销售设备是一种更薄、更快的交易； 持有资产是对电网经济学的更长期的索赔。 早期独立电站的REIT式退出显示了一条将项目交给机构资本并重新开始循环的途径。 所以这场繁荣已经产生了赢家。 供应商首先得到报酬。 在有利的市场设计中，一小部分所有者得到第二份报酬。 金融中介