2024年储能投资风向标：浙粤领跑，内蒙古政策创新成黑马

2024年储能投资风向标：浙粤领跑，内蒙古政策创新成黑马

随着全球能源转型的加速，储能电站作为连接新能源与传统电网的关键环节，其投资回报率备受关注。根据最新的数据分析，不同省份的储能电站收益表现出显著差异。北方省份如山东、山西，以及南方省份如广东、贵州，因其独特的电价政策和市场需求，展现出较高的投资回报率。

储能电站的投资回报率主要受三个关键因素影响：峰谷电价差、储能利用率和地方政策支持。

峰谷电价差是储能电站获取收益的主要来源。通过在低谷时段充电、高峰时段放电，储能电站可以实现电价套利。2024年12月，全国有21个省份峰谷价差超过0.7元/kWh，其中上海、湖南、浙江峰谷价差最大，分别为1.65元/kWh、1.61元/kWh、1.40元/kWh。冬季期间，浙江、上海、湖南、江苏、安徽、河南等省份增加了尖峰电价，进一步扩大了峰谷价差。

储能利用率是衡量储能电站运营效率的重要指标。2023年电化学储能平均运行系数0.13，日均运行3.12小时。其中，工商业储能表现最好，平均运行系数0.59，利用率指数65%；新能源配储平均运行系数0.09，利用率指数17%。这表明，工商业储能由于峰谷电价差较大、充放电策略灵活，具有更高的经济性。

地方政策支持是影响储能电站投资回报率的重要因素。例如，内蒙古虽然峰谷价差不是最高，但通过容量补偿等政策，也实现了较高的投资收益。

浙江、广东、湖南、山东等省份因较高的峰谷价差和较好的政策环境，投资回报率较高。

浙江是全国峰谷价差最大的省份，最高价差达1.65元/kWh。2023年，浙江工商业储能项目单日两次充放电的等效价差已超过1.2元/kWh，理论IRR超过15%。浙江的高电价差为储能项目提供了良好的盈利基础。

广东珠三角五市的峰谷价差为1.4366元/kWh，同样具备较高的投资价值。广东作为经济大省，电力需求旺盛，储能项目具有广阔的市场空间。2024年，广东省计划安排48个储能重点项目，投入资金达1557亿元，显示出政府对储能产业的大力支持。

湖南的峰谷价差为1.2972元/kWh，位居全国前列。湖南的高电价差和积极的储能政策，使得储能项目具有较高的经济性。2023年，湖南新增投运储能装机超过1GW，显示出强劲的市场增长势头。

山东是全国储能装机规模最大的省份，累计装机超过3GW。山东的储能项目不仅受益于较高的峰谷价差，还得到了政府的大力支持。2024年，山东省新增11GWh储能项目，包括多个抽水蓄能电站。山东的储能项目通过参与电力市场和辅助服务，实现了较高的利用效率和投资回报。

内蒙古虽然峰谷价差不是最高，但通过创新的政策机制，实现了储能项目的高投资回报。内蒙古已成为全国首个新能源装机超1亿千瓦的省区，为解决新能源消纳问题，内蒙古大力推动新型储能发展。

内蒙古创新性地构建了“电力市场+辅助服务+容量补偿”的收益模式。以内蒙古大航新能源苏尼特左旗满都拉变200MWh储能电站项目为例，该项目年收益达5637.11万元。这一成绩的取得，得益于内蒙古的容量补偿政策和电力市场机制。

内蒙古的案例表明，即使在峰谷价差不占优势的情况下，通过合理的政策设计和市场机制，储能项目仍然可以实现较高的投资回报。

当前，储能电站投资正迎来重要机遇期。浙江、广东、湖南、山东等省份凭借较高的峰谷价差和良好的政策环境，成为储能投资的热点地区。同时，内蒙古等地通过创新的政策机制，也为储能项目提供了稳定的收益保障。随着技术进步和成本下降，储能电站的投资回报率有望进一步提升，为推动能源转型和实现“双碳”目标发挥重要作用。