储能厂商盈利空间有望提升

近期，电池级碳酸锂的平均价格达到了惊人的51.15万元/吨，这一高位让人们对下游主要应用领域——储能市场的成本传导情况产生了密切关注。据券商统计，自9月以来，储能系统的成本为1.32元/Wh，环比上升0.58%；储能系统采购的中标均价为1.62元/Wh，环比上涨1.57%。

业内人士指出，目前原材料成本传导情况良好，预计储能厂商的盈利空间将得到提升。事实上，从8月份开始，涉及储能系统采购的项目就有13个，总金额达到了1.35元/Wh至1.92元/Wh；EPC总承包的项目有6个，总金额在1.56元/Wh至2.57元/Wh之间；而PC承包的项目有3个，总金额在1.49元/Wh至1.55元/Wh之间。

9月17日至9月23日，储能系统EPC的投标报价区间为1.218元/Wh至3.543元/Wh，均价为1.717元/Wh。储能系统采购的投标报价区间为1.67元/Wh至1.952元/Wh，均价为1.777元/Wh。值得注意的是，自8月初以来，碳酸锂价格持续上涨，累计涨幅达到6.94%。然而，尽管碳酸锂价格不断走高，但储能的成本传导却没有受到影响。根据国联证券构建的成本测算，储能系统成本目前上升至1.32元/Wh，9月以来均值环比8月上升0.58%。

国联证券认为，当前原材料成本传导情况良好，预计储能厂商的盈利空间将得到提升。此外，储能的商业前景也十分广阔。近年来，共享储能模式逐渐得到推广，规模化建设有助于降低成本，同时有利于集中参与电网调度，可以提升储能的利用率和收益率。

政策方面，《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确了新型储能可作为独立储能参与电力市场，可以不再依托发电侧资源建设，使得社会资本更加容易参与。同时，收益来源也更加丰富，包括容量补偿、租赁收入、电力辅助服务等。

据中国能建广东省电力设计研究院的测算，350MW/700MWh的独立共享储能电站，通过参与现货市场交易、一次调频、深度调峰和获取容量补偿收益，项目IRR（项目投资实际可望达到的收益率）为6.01%-9.38%。此外，当前储能参与深度调峰的补偿模式已在全国普遍推广，一次调频收益模式主要在山西和南方电网区域推广，参与现货市场交易模式已在山东省落地。随着多种收益模式在全国范围的推广，独立储能的经济效益已经初步显现。