中國儲能網(wǎng)訊：寧夏靈武共享儲能基地（300MW/600MWh）電站項目為寧夏“十四五”新型儲能示范項目，采用液冷磷酸鐵鋰電池系統(tǒng)，配備構(gòu)網(wǎng)型儲能變流升壓一體機（PCS），支持電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動等功能。項目接入寧夏電網(wǎng)共享儲能聚合平臺，實現(xiàn)“統(tǒng)一調(diào)度、共享使用”。
一、項目概況與融資結(jié)構(gòu)
1.項目概況
總投資8.5億元（單位總成本1.42元/Wh），其中設備采購（58%，4.93億元），含電芯、PCS及EMS系統(tǒng)（參考二期EPC中標價0.798-0.803元/Wh）；基建與并網(wǎng)（27%，2.3億元），包括土地平整、35kV集電線路（4回×5.5km）及智慧控制系統(tǒng)；生態(tài)補償（15%，1.27億元），主要用于荒漠植被恢復及噪聲治理。
2.融資結(jié)構(gòu)
股權融資：5.95億元，由華電寧夏能源、國家電投、寧夏國投等投資主體聯(lián)合出資；
債權融資：2.55億元，假定融資利率3.8%
本文假定分兩種還款模式分別測算IRR：
期末一次性還本：前9年付息，第10年償還本金2.55億元；
等額還本：10年等額償付本息（年均還款3,060萬元）。
二、收益構(gòu)成分析
1.調(diào)峰輔助服務：寧夏調(diào)峰補償標準為0.6元/kWh（含稅），年調(diào)用次數(shù)250次，套利收入9,000萬元（600MWh×250次×0.6元×90%效率）；
2.容量租賃：租賃單價120元/kW·年，出租率80%（240MW/480MWh），年收入2,880萬元；
3.現(xiàn)貨市場價差套利：2025年Q1峰谷價差均值0.78元/kWh（標準差0.32元/kWh），年套利收入1,872萬元。
三、成本構(gòu)成分析
1.固定成本（占比65%）
設備折舊：按15年直線法計算，年折舊額5,667萬元；
利息支出：年利息867萬元。
2.可變成本（占比35%）
運維成本：年支出1,800萬元，含液冷系統(tǒng)能耗（單艙制冷功耗≤30kW）；
電芯更換：第12年支出3.36億元（初始設備成本40%），含BMS升級及環(huán)保拆解；
生態(tài)補償：年支出580萬元，占比5.4%。
綜上計算得，項目年運營總成本8914萬元，凈現(xiàn)金流4838萬元；加回折舊后實際現(xiàn)金流 1.0505億元/年
四、股權收益率（IRR）與敏感性分析
1.基準情景
期末一次性還本：稅后IRR 8.3%（利息抵稅效應放大收益）；
等額還本：稅后IRR 9.0%（年均現(xiàn)金流分布更優(yōu)）。
2.敏感性分析
調(diào)峰補償下調(diào)：若標準降至0.5元/kWh，IRR降至6.5%（期末還本）或7.4%（等額還本）；
容量租賃率下降：出租率降至60%時，IRR降至6.8%（期末還本）或7.5%（等額還本）；
