各省獨立儲能電站政策及收益分析

亞太儲能展訊：

1 新疆獨立儲能政策與收益測算分析

在“雙碳”目標和能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的大背景下，新疆依托豐富的風(fēng)光資源大力發(fā)展獨立儲能產(chǎn)業(yè)。政策支持與收益測算緊密交織，共同構(gòu)成了儲能項目發(fā)展的核心框架，下面將從多維度深入剖析二者的融合關(guān)系與實踐成果。

一、政策驅(qū)動下的收益構(gòu)成體系

（一）容量補償：政策兜底的穩(wěn)定收益

新疆發(fā)改委出臺的《新疆維吾爾自治區(qū)獨立儲能電站容量電價試行方案》明確，2025年獨立儲能電站容量補償標準為0.128元/千瓦時。這一政策為儲能項目構(gòu)建了穩(wěn)定的收益基線，有效降低投資風(fēng)險。以500MW/2000MWh獨立儲能電站為例，按照年等效滿充滿放330次、放電深度95%計算，每年容量補償收益可達7987.2萬元（2000×1000×0.128×330×0.95）。該政策的實施，相當(dāng)于為儲能項目提供“基礎(chǔ)收入保障”，不僅能夠覆蓋部分運維成本，還能吸引社會資本參與儲能建設(shè)，加速產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展。

（二）調(diào)峰輔助服務(wù)：響應(yīng)電網(wǎng)需求的靈活收益

新疆電力市場規(guī)則明確規(guī)定，在棄風(fēng)棄光時段，獨立儲能電站按調(diào)度指令充放電可獲得補償。充電補償0.55元/千瓦時、放電補償0.25元/千瓦時的標準，為儲能電站創(chuàng)造了重要增收渠道。假設(shè)電站每年有100天參與調(diào)峰，每日充放電一次，考慮92%的充電效率，實際充電量約217.4萬度（2000×1000÷92%），年調(diào)峰收益可達1.74億元[(0.55 + 0.25)×2173913×100]。這一政策推動儲能電站成為電網(wǎng)“穩(wěn)定器”，通過實時響應(yīng)電力供需波動，既提升了新能源消納能力，又實現(xiàn)了市場化盈利。

（三）分時電價：價格杠桿下的收益優(yōu)化

新疆電力部門推行峰谷分時電價機制，高峰電價0.411899元/千瓦時、低谷電價0.017743元/千瓦時的價差，為儲能電站提供了套利空間。以年充放電330次、充放電效率92%計算，500MW/2000MWh電站每年可通過峰谷價差獲取約2.44億元收益[2000×1000×330×0.92×(0.411899 - 0.017743)]。這一政策引導(dǎo)儲能電站精準把握電價波動規(guī)律，通過“低谷充電、高峰放電”策略，在優(yōu)化電網(wǎng)負荷曲線的同時，實現(xiàn)自身收益最大化。

二、政策對成本與收益的雙向調(diào)節(jié)

（一）建設(shè)成本的政策緩沖

新疆通過專項補貼、稅收優(yōu)惠等政策降低儲能建設(shè)成本。例如，對符合條件的儲能項目給予設(shè)備投資10%-15%的補貼，對參與示范項目的企業(yè)減免3年企業(yè)所得稅。結(jié)合立新能源項目經(jīng)驗，500MW/2000MWh電站建設(shè)成本約13.2億元（0.66元/Wh），政策補貼可使其實際投資降低1.32億-1.98億元。這有效緩解了企業(yè)資金壓力，縮短投資回收期，提升項目經(jīng)濟性。

（二）運維與全生命周期成本管控

運維成本方面，如果按0.025元/Wh標準給予運維費用支持，每年可為500MW/2000MWh電站補貼50萬元。此外，針對電池更換成本，政策鼓勵企業(yè)采用“梯次利用 + 補貼”模式，第8年電池更換時，0.5元/Wh的成本可通過政府補貼覆蓋30%-50%。這些政策降低了項目全生命周期成本，保障企業(yè)長期穩(wěn)定運營。

三、政策與收益測算的動態(tài)協(xié)同

新疆電力市場通過動態(tài)調(diào)整政策參數(shù)，實現(xiàn)政策與收益測算的協(xié)同優(yōu)化。例如，當(dāng)新能源裝機規(guī)模快速增長導(dǎo)致棄風(fēng)棄光率變化時，政府會相應(yīng)調(diào)整調(diào)峰補償標準和參與時段；當(dāng)電力供需格局改變，分時電價價差也會隨之優(yōu)化。這種動態(tài)調(diào)整機制確保政策始終契合市場需求，使收益測算模型更具時效性和準確性。

四、典型案例與發(fā)展展望

以哈密某500MW/2000MWh獨立儲能項目為例，在現(xiàn)有政策體系下，經(jīng)智慧能源經(jīng)濟評價測算全投資稅后收益率達8.25%，投資回收期9.23年，資本金內(nèi)部收益率22.92%，資本金回收期3.63年。數(shù)據(jù)表明，政策支持顯著提升了項目盈利性。未來，隨著新疆“新能源 + 儲能”一體化發(fā)展規(guī)劃推進，更多利好政策將陸續(xù)出臺，如綠電交易補貼、共享儲能容量租賃政策等，有望進一步拓展儲能收益來源，推動產(chǎn)業(yè)向更高質(zhì)量發(fā)展。

新疆獨立儲能政策與收益測算的深度融合，既為儲能項目提供了清晰的盈利路徑，也為能源轉(zhuǎn)型注入了強勁動力。這種“政策引導(dǎo) - 收益驅(qū)動 - 產(chǎn)業(yè)發(fā)展”的良性循環(huán)，將助力新疆打造全國領(lǐng)先的儲能示范基地，為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)提供“新疆經(jīng)驗” 。

2 內(nèi)蒙獨立儲能政策分析

根據(jù)今年3月內(nèi)蒙古能源局發(fā)布的《內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局關(guān)于加快新型儲能建設(shè)的通知》（內(nèi)能源電力字(2025)120號），獨立新型儲能電站向公用電網(wǎng)的放電量執(zhí)行實質(zhì)性投產(chǎn)(以額定功率進行3個充放電循環(huán)、連續(xù)并網(wǎng)試運行時間不小于72小時，下同)年度的補償標準，壓縮空氣儲能、液流電池儲能等建設(shè)周期較長的獨立新型儲能電站，可執(zhí)行實質(zhì)性投產(chǎn)上個年度的補償標準。2025年度獨立新型儲能電站補償標準為0.35元/千瓦時，2025年6月30日前不能開工的獨立新型儲能電站項目不執(zhí)行2025年度補償標準

內(nèi)蒙古正以全國領(lǐng)先的政策支持和技術(shù)創(chuàng)新，打造新型儲能商業(yè)化標桿。2025年5月7日，由民營企業(yè)全額投資的內(nèi)蒙古首個電網(wǎng)側(cè)獨立儲能示范項目——蘇左旗滿都拉10萬千瓦/40萬千瓦時儲能電站正式并網(wǎng)，標志著內(nèi)蒙古儲能商業(yè)化進入新階段。這一項目通過”容量補償兜底+現(xiàn)貨套利彈性”的多元收益模式，實現(xiàn)了IRR超8%的投資回報率，為投資者提供了穩(wěn)定回報與市場增值空間。

一、政策紅利與收益模式：0.35元/度電補償+現(xiàn)貨套利，內(nèi)蒙古儲能”穩(wěn)賺”邏輯

內(nèi)蒙古儲能市場爆發(fā)式增長的核心驅(qū)動力源于其創(chuàng)新的政策支持體系。自2024年起推行全國最高標準的”容量補償機制”，對獨立儲能電站按實際放電量給予0.35元/千瓦時補償，執(zhí)行期長達10年。這一政策解決了行業(yè)”裝而不用”的痛點，以滿都拉項目為例，年放電量約1.6億度，僅此一項年收入達5600萬元，占總投資的14%，為投資者提供了穩(wěn)定現(xiàn)金流保障。同時，內(nèi)蒙古加大分時電價實施力度，適時調(diào)整峰谷電價價差至3.5:1以上，為新型儲能發(fā)展創(chuàng)造更大盈利空間。

蒙西地區(qū)的獨立儲能電站可通過參與電力現(xiàn)貨市場和電力輔助服務(wù)市場獲得額外收益。蒙西電力現(xiàn)貨市場采用節(jié)點邊際電價機制，分時電價峰谷比達3.5:1，且不同季節(jié)、時段電價波動顯著。2024年蒙西7月現(xiàn)貨均價突破1000元/MWh，價格趨勢明顯高于同為小風(fēng)季的6月。以滿都拉項目為例，通過智能調(diào)度系統(tǒng)”低充高放”，年現(xiàn)貨套利收入超7000萬元，形成了”容量補償兜底+現(xiàn)貨套利彈性”的多元收益模式。

蒙西輔助服務(wù)市場也為儲能電站提供了重要收入來源。2024年調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)模超12億元，儲能占比從2023年的15%提升至35%。調(diào)頻里程補償按日統(tǒng)計、按月結(jié)算，計算公式為：調(diào)頻里程×性能指標（K值）×出清價格。調(diào)頻性能指標由調(diào)節(jié)速率（K1）、響應(yīng)時間（K2）、調(diào)節(jié)精度（K3）加權(quán)計算，供暖季準入門檻為性能中位數(shù)。蒙西調(diào)頻里程申報價格范圍從6-15元/MW調(diào)整為2-12元/MW，反映了市場競爭加劇，但也意味著儲能參與調(diào)頻市場的門檻降低，為更多投資者提供機會。

二、項目標桿：民企領(lǐng)跑，IRR超8%

內(nèi)蒙古儲能項目已形成較為成熟的商業(yè)模式，以滿都拉項目為例，采用非步入式液冷磷酸鐵鋰技術(shù)，年總收入超1億元（含容量補償與現(xiàn)貨套利），全投資IRR達8%，靜態(tài)回收期8-10年。這一數(shù)據(jù)遠高于行業(yè)平均水平，充分體現(xiàn)了內(nèi)蒙古政策環(huán)境的優(yōu)越性。

內(nèi)蒙古儲能項目的收益敏感性分析顯示，調(diào)峰補償每下降0.1元/千瓦時，IRR將下降約1.8個百分點；容量出租率每降低20%，IRR將下降約1.5個百分點；電芯壽命低于5500次循環(huán)，IRR將下降約2.1個百分點。因此，投資者需重點關(guān)注技術(shù)路線選擇、充放電策略優(yōu)化及政策紅利窗口期，以最大化投資回報。

值得注意的是，內(nèi)蒙古已取消電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能劃分，所有獨立儲能（電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)）均享受容量補償。但政策明確規(guī)定，參與容量補償?shù)捻椖坎豢赏瑫r通過租賃獲取收益，投資者需根據(jù)自身資源和市場條件，在”政策紅利”與”市場化租賃”之間做出合理選擇。

三、千億市場：2025年沖刺120GWh裝機

內(nèi)蒙古儲能市場正迎來前所未有的發(fā)展機遇。根據(jù)《內(nèi)蒙古自治區(qū)2024—2025年新型儲能發(fā)展專項行動方案》，內(nèi)蒙古2024年新開工1000萬千瓦新型儲能，建成投產(chǎn)650萬千瓦/2900萬千瓦時；2025年再新開工1100萬千瓦，建成投產(chǎn)1450萬千瓦/6500萬千瓦時。到2025年，全區(qū)儲能裝機規(guī)模預(yù)計將突破120GWh，成為全國首個新型儲能裝機規(guī)模超1000萬千瓦的省份。

為實現(xiàn)這一目標，內(nèi)蒙古構(gòu)建了多元化技術(shù)路線布局： 1. 電化學(xué)儲能：以磷酸鐵鋰電池為主，廣泛應(yīng)用于削峰填谷和調(diào)頻服務(wù)，仍是當(dāng)前市場主流。 2. 液流電池：重點突破鐵-鉻液流電池技術(shù)，全球首套兆瓦級鐵-鉻液流電池儲能示范項目已在通遼霍林河建成并試運行，系統(tǒng)功率1MW，儲能能力6MWh。 3. 鈉離子電池：2024年進入大儲商業(yè)化階段，內(nèi)蒙古鉅能正信50GWh鈉離子電池及儲能產(chǎn)業(yè)園項目已在呼和浩特開工，總投資約200億元，分兩期建設(shè)。鈉離子電池因成本優(yōu)勢（電芯成本0.35元/Wh，系統(tǒng)成本0.12元/度電）和極寒性能（-40℃容量保持率85%）在內(nèi)蒙古市場備受關(guān)注。

產(chǎn)業(yè)鏈布局方面，內(nèi)蒙古提出2025年儲能裝備產(chǎn)值將達1000億元，實現(xiàn)核心部件本地化生產(chǎn)。目前，鄂爾多斯、呼和浩特已成為鈉離子電池核心產(chǎn)區(qū)，遠景動力、內(nèi)蒙古綠能、云儲科技等企業(yè)被列為儲能裝備制造重點。烏海依托豐富的鉻礦資源（Cr2O3儲量1720萬噸）和電力優(yōu)勢，正推動鐵鉻液流電池產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展。

內(nèi)蒙古還規(guī)劃了”電源側(cè)獨立儲能+電網(wǎng)側(cè)獨立儲能+構(gòu)網(wǎng)型儲能”協(xié)同發(fā)展的路徑，重點在新能源匯集區(qū)、電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點（如包頭、烏蘭察布）及高比例新能源外送基地布局儲能，以提升電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力、保障電力安全供應(yīng)。

四、專家觀點：政策轉(zhuǎn)向市場化，儲能成“黃金資產(chǎn)”

專家分析指出，當(dāng)前內(nèi)蒙古儲能收益主要依賴政策兜底，但未來將轉(zhuǎn)向電力現(xiàn)貨價差擴大+輔助服務(wù)市場化主導(dǎo)。隨著蒙西電力現(xiàn)貨市場限價放開（2025年4月國家政策要求放寬市場限價至20%-30%），峰谷價差可能翻倍至0.7-1.0元/度，儲能套利空間大幅提升。同時，蒙西調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)模2024年已超12億元，儲能占比35%，未來隨著市場規(guī)則完善，調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)收入將進一步增長。

在技術(shù)路線選擇上，專家認為內(nèi)蒙古應(yīng)充分發(fā)揮其資源稟賦優(yōu)勢：鋰電池仍是當(dāng)前主流，但鈉離子電池因成本低（比鋰電池低15%-40%）和極寒性能優(yōu)，將成為內(nèi)蒙古冬季儲能的首選；液流電池雖能量密度低（僅為鋰電池的1/20），但安全性高、循環(huán)壽命長（可達10000次），適合長時儲能場景。

對于投資者而言，搶占2025年容量補償窗口期（2025年6月底前開工并在年底前投產(chǎn)的項目補償標準為0.35元/千瓦時）、布局長時儲能技術(shù)（4-6小時儲能系統(tǒng)）、參與新能源外送基地建設(shè)（如烏蘭察布3600萬千瓦時電網(wǎng)側(cè)儲能），將是掘金內(nèi)蒙古千億儲能市場的關(guān)鍵。

五、市場未來發(fā)展趨勢與投資策略

未來內(nèi)蒙古儲能市場將呈現(xiàn)三大發(fā)展趨勢： 1. 政策轉(zhuǎn)向市場化：2026年起容量補償標準可能逐年退坡（參考新疆2025年退坡至0.128元/千瓦時），需在政策窗口期前完成項目布局。 2. 技術(shù)迭代加速：鈉離子電池、液流電池等長時儲能技術(shù)成本持續(xù)下降，循環(huán)壽命提升，將在市場中占據(jù)更大份額。 3. 外送基地需求激增：烏蘭察布、包頭等特高壓外送通道節(jié)點需配套大規(guī)模儲能，構(gòu)網(wǎng)型儲能技術(shù)（如鐵鉻液流）在高比例新能源場景中潛力巨大。

基于以上趨勢，投資者可采取以下策略： 1. 搶占政策窗口期：優(yōu)先在2025年6月前完成開工備案，最大化容量補償收益。 2. 布局高能量密度/低成本技術(shù)：首選鈉離子電池（低溫性能優(yōu)、成本低），同時關(guān)注液流電池在長時儲能領(lǐng)域的突破。 3. 參與外送基地建設(shè)：烏蘭察布、包頭等電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點儲能項目需求明確，民企可通過技術(shù)合作或EPC模式進入。 4. 多元化收益設(shè)計：結(jié)合現(xiàn)貨套利（蒙西7月均價超1000元/MWh）、輔助服務(wù)（調(diào)頻/備用）及容量補償，構(gòu)建復(fù)合收益模型。

值得注意的是，內(nèi)蒙古儲能產(chǎn)業(yè)鏈正加速完善，形成了從設(shè)備制造到回收利用的全生命周期產(chǎn)業(yè)閉環(huán)。2024年內(nèi)蒙古新增建成新型儲能裝機708萬千瓦，同比增長246%，累計建成裝機達1032萬千瓦。未來隨著產(chǎn)業(yè)鏈本地化率提升（2025年目標1000億元產(chǎn)值），儲能項目成本有望進一步降低，為投資者創(chuàng)造更大價值空間。

六、結(jié)語

內(nèi)蒙古憑借政策創(chuàng)新、技術(shù)迭代與市場機制，正打造全國儲能商業(yè)化標桿。對投資者而言，搶占容量補償窗口期、布局長時儲能技術(shù)、參與新能源外送基地建設(shè)，將是掘金千億市場的關(guān)鍵。隨著”雙碳”目標推進，內(nèi)蒙古新型儲能市場規(guī)模將持續(xù)擴大，成為新型電力系統(tǒng)的核心資產(chǎn)。

內(nèi)蒙古儲能市場的發(fā)展不僅重塑了能源經(jīng)濟結(jié)構(gòu)，更將為中國構(gòu)建”風(fēng)光儲氫”一體化新型能源體系提供先行示范。在政策與市場的雙重驅(qū)動下，內(nèi)蒙古正從傳統(tǒng)能源大區(qū)向新型儲能高地轉(zhuǎn)型，為全國能源綠色低碳轉(zhuǎn)型提供重要支撐。

3 寧夏儲能政策分析

隨著大型光伏基地項目的布局并網(wǎng)，寧夏出現(xiàn)了風(fēng)光比例失衡。午間新能源消納困難，晚間高峰時段又出現(xiàn)電力供應(yīng)緊張。儲能作為優(yōu)質(zhì)的靈活性調(diào)節(jié)資源，具有電源和負荷的雙重屬性，大力發(fā)展儲能符合寧夏多煤少氣缺水的能源特性，也成為電力發(fā)展的剛性需求。

在外送電量方面，寧夏是全國首個外送超過內(nèi)供的省級電網(wǎng)。寧夏所有的火電以及新能源主要集中在中部干旱帶的吳中和中衛(wèi)以東地區(qū)，而60%的負荷是分布在北部的銀川秀山地區(qū)，所以從負荷和電源的分布來看，呈現(xiàn)南北逆向分布的特征。

目前寧夏新能源的總裝機是3700萬千瓦，新能源裝機的滲透率是55%，電量的滲透率達到27%，電力的滲透率是70%，這三項指標均超過歐盟達到國際領(lǐng)先水平。

但是從調(diào)節(jié)資源來看，水電氣電的調(diào)節(jié)資源相當(dāng)匱乏，占比不足1%，目前主要依靠火電來靈活性調(diào)峰，90%以上的火電已完成了靈活性改造，火電的調(diào)峰能力已挖掘殆盡。預(yù)計在十四五末，新能源裝機將超過6500萬千瓦，屆時的裝機滲透率將超過60%，新能源裝機的增速遠超過負荷的增速，同時，分布式項目的占比還將進一步拉大。所以午間新能源消納困難與晚高峰時段電力供應(yīng)不足的問題將更加凸顯。

在儲能發(fā)展方面，寧夏的政策有以下三個特點：

一是寧夏鼓勵發(fā)展大容量的獨立共享儲能，優(yōu)先鼓勵新能源富足的地區(qū)發(fā)展獨立的共享儲能。單站容量大是寧夏儲能發(fā)展的最大特色，單站容量20萬千瓦的占40%，15萬千瓦的占15%，其余均是10萬千瓦的。

二是明確新能源配儲原則，存量新能源與增量新能源是按照同等要求配建儲能，也就是裝機的10%加兩小時進行配置，新增的新能源項目必須與配套儲能同步投運。隨著《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》136號文件發(fā)布，強制配儲取消。

三是制定了總量新能源配置的獎懲措施。從2023年起，未配儲的存量新能源在新能源消納困難時將予以優(yōu)先棄電。在政策的指引下，約1900萬千瓦的存量新能源項目，通過自建或者是容量租賃儲能電站的方式滿足了配儲的要求，這也是推動寧夏儲能規(guī)模快速增長最主要的因素。

目前寧夏的并網(wǎng)儲能電站是32座，總規(guī)模為327萬千瓦，位居全國第五。寧夏的絕大部分電網(wǎng)側(cè)共享儲能都是獨立電站，儲能和新能源的配比接近9%。2023年，寧夏新增的儲能容量是196萬千瓦，增幅位居全國第三。2024年一季度，寧夏完成了全國首個百兆瓦級的構(gòu)網(wǎng)型儲能電站的并網(wǎng)，預(yù)計2024年寧夏新增的儲能容量是110萬千瓦，到年底儲能裝機將超過400萬千瓦。

從地區(qū)分布來看，寧夏的儲能設(shè)施主要分布在新能源富集的南部地區(qū)。從建設(shè)類型來看，寧夏的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能占比達到93%，電源側(cè)的配套組僅占7%，從技術(shù)類型來看，寧夏全部為電化學(xué)儲能，主要為磷酸鐵鋰電池。

從投資集團來看，電網(wǎng)側(cè)的獨立儲能主要由大型央企和國企的發(fā)電集團來投資建設(shè)。寧夏的儲能一并網(wǎng)就可以進入電力市場交易。

2021年，寧夏出臺了調(diào)峰規(guī)則，在新能源消納困難時，由儲能來充電調(diào)峰，按照充電電量進行補償。調(diào)峰補償?shù)膬r格上限是6毛錢每度電，調(diào)試期打8折。這個是按照火電深調(diào)費用分攤的，由新能源場站按照交易時段的上網(wǎng)電量分攤。

寧夏還挖掘了儲能電力保供的價值，當(dāng)?shù)卣雠_了全國首個儲能調(diào)峰的規(guī)則，即在電力供應(yīng)緊張時，儲能放電頂峰，按照放電電量補償，補償?shù)膬r格按照不同時期和成本的差異，分別是每度電一塊二和一塊錢。儲能頂峰補償費用是由市場化用戶按照頂峰交易期間的用電量進行分攤。

在實際的調(diào)度運行中，寧夏實現(xiàn)了火電壓艙，風(fēng)光優(yōu)先，儲能調(diào)節(jié)這個智能控制模式，保證了新能源的優(yōu)先消納。

在儲能調(diào)用方面，寧夏實現(xiàn)了風(fēng)光荷儲協(xié)同控制模式，所有儲能電站全部接入調(diào)度端的自動化系統(tǒng)，調(diào)度員可以實時監(jiān)視電站的運行工況以及充放電的狀態(tài)。

具體的調(diào)用策略是：在日前交易組織階段，首先安排參與儲能調(diào)峰和頂峰的儲能電站報量報價，通過調(diào)度計劃安全校核后，在日前進行預(yù)出清。在實施運行中，調(diào)度員根據(jù)電網(wǎng)的實際運行需求統(tǒng)一下令調(diào)用。

在新能源消納和電力保供上，總體原則是先省內(nèi)后省間，也就是說在新能源消納困難時，首先是安排火電進行基礎(chǔ)調(diào)峰，若仍出現(xiàn)消納困難，按照發(fā)電成本最小化原則進行火電的深調(diào)和儲能的調(diào)用。

目前寧夏的火電深調(diào)價格分為4檔，最低價格是0.3元每千瓦時，最高價格為1塊錢每千瓦時。儲能的充電補償價格調(diào)試期和非調(diào)試期分別是4毛8和6毛錢。按照申報價格由低到高來進行調(diào)動，調(diào)用以后如果仍出現(xiàn)新能源消納困難時，就會通過西北跨省調(diào)峰以及省間現(xiàn)貨等手段保障新能源消納。

2023年，寧夏儲能的綜合利用小時數(shù)達到1006小時，超過西北地區(qū)平均近200個小時，最大的充放電的深度約90%，充放電量也是在西北地區(qū)領(lǐng)先。寧夏的儲能平均利用率指數(shù)是56%，排名全國第二，高于全國平均值18個百分點。

2022年底并網(wǎng)的首批電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站，在2023年的調(diào)用次數(shù)均超過了300次。2023年新能源消納困難時段，儲能的最大充電電力達到229萬千瓦，促進了新能源電力發(fā)電屢創(chuàng)新高。午間新能源最大出力達到超過2000萬千瓦。儲能調(diào)峰提升了寧夏新能源利用率近1.3個百分點。

寧夏雖然是新能源大省，但在晚高峰時段新能源實際出力只有80萬千瓦，晚高峰最大缺口達到了200萬千瓦，使用儲能頂峰后，最大增加的供電能力是221萬千瓦，相當(dāng)于7臺30萬的火電機組。

寧夏儲能收益約60%來自輔助服務(wù)市場，國家新的價格政策執(zhí)行后，儲能的收益將有明顯的下降。建議加快現(xiàn)貨電力市場建設(shè)，根據(jù)供需形勢適當(dāng)來拉大現(xiàn)貨價差，給予儲能的一個合理的收益。第二，建議優(yōu)化完善頂峰的輔助服務(wù)分攤方式，調(diào)動儲能調(diào)節(jié)的積極性。第三，促進儲能參與中長期的電力交易市場，彌補其輔助服務(wù)價格下降的影響，形成中長期加現(xiàn)貨加調(diào)頻，加容量租賃這樣多樣化的市場運營模式，促進儲能的健康可持續(xù)發(fā)展。

儲能電站項目收益分析

以寧夏靈武共享儲能基地（300MW/600MWh）電站項目為例，是寧夏“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”。

1.項目概況

總投資8.5億元（單位總成本1.42元/Wh），其中設(shè)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(fù)及噪聲治理。

2.融資結(jié)構(gòu)

股權(quán)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(quán)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(wù)：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(shè)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(shè)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(quán)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(yīng)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）；

4 陜西儲能市場新政解析

陜西省發(fā)布了《新型儲能參與電力市場交易實施方案》，旨在進一步推動儲能技術(shù)進入電力市場。以下是部分核心內(nèi)容：

1 儲能入市機制完善

中長期交易：儲能可作為電力用戶或發(fā)電企業(yè)身份參與，無法履約時可通過合同轉(zhuǎn)讓或回購交易處理。這與歐洲國家的電力市場機制相似。

現(xiàn)貨交易：獨立儲能可在集中式現(xiàn)貨模式下，既參與中長期市場又參與現(xiàn)貨市場。中長期合同電量按合同價格結(jié)算，偏差電量按現(xiàn)貨市場價結(jié)算。

2 提高獨立儲能收益

獨立儲能充電時視為電力用戶，充電價格執(zhí)行陜西省分時電價政策。獨立儲能向電網(wǎng)送電時，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。這有助于降低儲能充電費用，解決儲能站和用戶側(cè)收取兩次輸電費用的矛盾，從而提高獨立儲能電站的運行收益。

3 門檻容量要求

獨立儲能額定功率需不低于6MW，儲能容量不低于12MWh，與其他省份存在區(qū)別。

這些措施的實施，將有助于推動陜西省儲能市場的健康發(fā)展，提高獨立儲能的參與度和收益水平。

下面根據(jù)現(xiàn)有政策進行獨立儲能電站收益的分析。

根據(jù)陜西省發(fā)展和改革委員會發(fā)布《2025年電力市場化交易有關(guān)事項的通知》結(jié)合陜西現(xiàn)行電力交易規(guī)則，獨立儲能電站（以100MW/200MWh為例）的收益主要來源于峰谷價差套利、現(xiàn)貨市場交易、輔助服務(wù)補償?shù)葓鼍?。以下是具體分析：

一、核心政策依據(jù)

交易身份與機制

獨立儲能電站可參照 “電力用戶” 或 “發(fā)電企業(yè)” 參與市場交易，既可在低谷時段充電（作為用戶購電），也可在高峰時段放電（作為發(fā)電企業(yè)售電）。

政策明確 “適當(dāng)拉大峰谷分時價差”，為儲能通過時段電價差獲利創(chuàng)造條件。

市場參與范圍

可參與中長期分時段交易（年度、月度、月內(nèi)）及現(xiàn)貨市場交易，其中現(xiàn)貨市場按 96 時段 / 日（每 15 分鐘）出清，價格波動更能體現(xiàn)儲能的調(diào)節(jié)價值。

支持參與綠色電力交易、輔助服務(wù)市場（如調(diào)頻），獲取額外收益。

二、收益構(gòu)成分析

（一）峰谷價差套利（核心收益來源）

關(guān)鍵參數(shù)假設(shè)

儲能容量：100MW/200MWh，充放電效率按 85% 計算（實際可用電量≈170MWh / 次循環(huán)）。

峰谷時段劃分：參考陜西現(xiàn)行政策（假設(shè)峰段 8:00-22:00，谷段 22:00 - 次日 8:00），未來新政策可能進一步拉大價差（如峰谷價差≥0.7 元 /kWh）。

充放電策略：每日 1 次充放電循環(huán)（谷段充電 2 小時，峰段放電 2 小時）。

收益計算

單次循環(huán)收益：

放電電量 = 100MW × 2h = 200MWh（理論值），實際可用電量 = 200MWh × 85% = 170MWh。

若峰谷價差為0.7元 /kWh，則單次收益 = 170MWh × 0.7 元 /kWh = 11.9萬元。

年收益（按350天計算）：

11.9萬元 / 天 × 350 天 = 4165萬元。

政策影響

若陜西 2025 年新分時電價政策出臺后，峰谷價差進一步擴大（如達1元 /kWh），年收益可提升至約5950萬元。

（二）現(xiàn)貨市場交易收益

機制優(yōu)勢

現(xiàn)貨市場按 15 分鐘時段出清，價格實時反映供需緊張程度（如夏季高峰時段電價可能飆升）。

儲能可根據(jù)實時價格靈活調(diào)整充放電策略，在電價高企時放電，獲取高于中長期合同的溢價。

收益估算

假設(shè)現(xiàn)貨市場峰段電價較中長期合同溢價 20%，谷段電價折價 10%，則單次循環(huán)收益可提升：

170MWh × 0.7 元 /kWh × 20% = 2.38 萬元 / 天，年收益增加約833萬元。

（三）輔助服務(wù)與其他收益

調(diào)頻服務(wù)

陜西現(xiàn)貨市場配套開展調(diào)頻等輔助服務(wù)交易，儲能因響應(yīng)速度快，可參與調(diào)頻市場獲取補償（參考其他省份，調(diào)頻收益約 0.1-0.2元 /kWh）。

年調(diào)頻收益估算：170MWh / 天 × 0.15 元 /kWh × 350 天 ≈893 萬元。

綠色電力交易

參與綠電交易可額外獲取綠證收益（當(dāng)前綠證價格約 50-80 元 / MWh），假設(shè)年交易綠電量 10000MWh，收益約 50-80 萬元。

（四）成本與風(fēng)險對沖

主要成本

度電成本：儲能系統(tǒng)全生命周期成本約 0.3-0.4 元 /kWh（含建設(shè)、運維、充放電損耗），按 170MWh / 天計算，年成本約 1785-2380 萬元。

市場風(fēng)險：若峰谷價差未達預(yù)期、現(xiàn)貨市場價格波動劇烈，可能影響收益穩(wěn)定性。

政策保障

陜西鼓勵新型儲能參與市場，中長期合同簽約比例要求（如發(fā)電側(cè)≥90%）可保障部分穩(wěn)定收益；超額獲利回收機制主要針對極端情況，正常交易不受影響。

三、綜合收益模型（年凈收益估算）

收益類型    保守場景（價差 0.7 元 /kWh） 樂觀場景（價差 1 元 /kWh）

峰谷價差套利4165 萬元                    5950 萬元

現(xiàn)貨市場溢價833 萬元                    1190 萬元

調(diào)頻及輔助服務(wù)893 萬元                    893 萬元

綠電交易    50 萬元                         80 萬元

總收益        5941 萬元                    8113 萬元

減：度電成本1785-2380 萬元                1785-2380 萬元

年凈收益    3561-4156 萬元                5733-6328 萬元

四、結(jié)論與建議

收益潛力：在陜西 2025 年儲能相關(guān)政策支持下，100MW/200MWh 獨立儲能電站年凈收益可達 3561-6328萬元，核心依賴峰谷價差擴大與現(xiàn)貨市場靈活性。

關(guān)鍵策略：

密切關(guān)注陜西新分時電價政策落地，及時調(diào)整中長期合同分時價格；

提升儲能系統(tǒng)效率（如達到 90% 以上），降低度電成本；

積極參與現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)交易，通過數(shù)字化平臺優(yōu)化充放電策略。

風(fēng)險提示：需警惕電價政策調(diào)整、市場競爭加?。ㄈ缣摂M電廠、電動汽車充電設(shè)施分流收益）等不確定性，建議通過多年期合同鎖定部分收益。

5 甘肅獨立儲能政策研究

一、甘肅電網(wǎng)及能源基本情況

甘肅電網(wǎng)是西北電網(wǎng)中心及功率交換樞紐，是國家“西電東送”戰(zhàn)略的重要送端。從區(qū)域位置看，甘肅電網(wǎng)“座中連四”，通過19回750千伏聯(lián)絡(luò)線與西北其他四省相連，承擔(dān)著西北電網(wǎng)功率互濟、服務(wù)河西千萬千瓦級新能源基地和黃河上游水電送出的重要任務(wù)。

截至2024年6月底，甘肅電源總裝機容量達9158.31萬千瓦，其中新能源發(fā)電裝機容量5699.67萬千瓦，占比62.23%，占總裝機容量的比重排名全國第二。甘肅新能源外送大省地位凸顯。

今年上半年，甘肅消納新能源電量281.37億千瓦時，占全省新能源發(fā)電量的69.94%；推動富余電力外送至25個省份，跨省外送新能源電量120.94億千瓦時，占外送電量的49.11%。

甘肅河西地區(qū)新能源裝機占比82%，負荷占比32%；河?xùn)|地區(qū)新能源裝機占比18%，負荷占比68%。

甘肅電網(wǎng)波動特性明顯。2023年新能源日波動平均為1094萬千瓦，最大達到1651萬千瓦。全年有221天新能源波動超過1000萬千瓦，超過了常規(guī)機組的調(diào)節(jié)能力。

截至2024年6月底，甘肅電網(wǎng)已并網(wǎng)新型儲能電站141座，主要分布在河西地區(qū)。甘肅新型儲能電站裝機總規(guī)模達368萬千瓦/879萬千瓦時，對電網(wǎng)的調(diào)節(jié)作用逐漸凸顯。

2023年甘肅全網(wǎng)正式進入商運的新型儲能平均利用小時數(shù)為1022小時，其中電網(wǎng)側(cè)為1580小時，電源側(cè)為900小時。河西地區(qū)電源側(cè)儲能平均利用小時數(shù)為959小時，河?xùn)|地區(qū)為543小時。

二、政策目錄

《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》，甘監(jiān)能市場【2022】238號，甘肅能源監(jiān)管辦公室，2022年12月30日；

《關(guān)于甘肅省集中式新能源項目儲能配置有關(guān)事項的通知》，甘發(fā)改能源【2023】469號，甘肅省發(fā)展和改革委員會，2023年8月15日；

《甘肅電力現(xiàn)貨市場規(guī)則（征求意見稿）》，甘肅省工業(yè)和信息化廳，2024年7月1日；

《甘肅省電力中長期交易實施細則（試行）》，甘能市場【2023】161號，甘肅能源監(jiān)管辦公室，2023年12月27日；（市場主體包含儲能，只是現(xiàn)階段儲能暫不參與）

說明：

甘肅省儲能的命名和其他地區(qū)不太一樣，甘肅省將電網(wǎng)側(cè)儲能根據(jù)運營模式和發(fā)揮作用分為獨立儲能和獨立共享儲能，有點類似于其他省份的電網(wǎng)側(cè)儲能和電源側(cè)儲能。

獨立儲能，是指接入電網(wǎng)側(cè)，充電功率 1 萬千瓦及以上、持續(xù)充電 2 小時及以上，具備獨立計量和發(fā)電自動控制功能（AGC），并以獨立主體身份接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，向電網(wǎng)提供各類輔助服務(wù)的儲能設(shè)施。

獨立共享儲能，是指多個新能源場站為滿足配建儲能功率和充電時間要求，將新能源內(nèi)部配建儲能，采取集中建設(shè)方式（含自建、合建、購買），整體接入電網(wǎng)側(cè)的儲能設(shè)施。

三、盈利模式

1、獨立儲能（電網(wǎng)側(cè)儲能）

（1）輔助服務(wù)收益--調(diào)峰容量市場

獨立儲能按其額定容量參與調(diào)峰容量市場交易，申報和補償標準上限暫按 300 元/（MW·日）執(zhí)行；

調(diào)峰容量市場，采用“單邊競價，邊際出清，分檔結(jié)算”模式；

對于配置新型儲能、采用熱電解耦改造等國家推廣先進技術(shù)的市場主體，在參與調(diào)峰容量市場時優(yōu)先出清。

參與區(qū)域輔助服務(wù)市場的火電機組、儲能設(shè)施，當(dāng)日不享受調(diào)峰容量補償費用

2023年獨立儲能調(diào)峰容量市場折合度電收益約為0.218元/千瓦時（數(shù)據(jù)來源于某會議培訓(xùn)內(nèi)容）。

（2）輔助服務(wù)收益--調(diào)頻輔助服務(wù)

調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易采用日前報價、日內(nèi)出清模式。

各市場主體以 AGC 發(fā)電單元為單位，可以在電力運營機構(gòu)平臺申報未來一周每日 96 點調(diào)頻里程報價（價格單位：元/兆瓦），報價上限暫定為 12 元/兆瓦，申報價格的最小單位是 0.1 元/兆瓦；

2023年獨立儲能調(diào)頻收益折合度電收益約為0.412元/千瓦時（數(shù)據(jù)來源同上）。

（3）電力現(xiàn)貨交易

放電電量為正、充電電量為負，以節(jié)點邊際電價作為其該時段的結(jié)算價格，節(jié)點邊際價格超過限價時按市場限價進行結(jié)算。

2023年獨立儲能參與現(xiàn)貨市場充放電收益折合度電收益約為0.17元/千瓦時（數(shù)據(jù)來源同上）。

另根據(jù)蘭木達電力現(xiàn)貨測算：河西地區(qū)2024年上半年度電收益約為0.192元/千瓦時，河?xùn)|地區(qū)約為0.278元/千瓦時，甘肅全網(wǎng)為0.234元/千瓦時；

（4）西北區(qū)域輔助服務(wù)市場

具體可參見：《西北區(qū)域電力并網(wǎng)運行管理實施細則》、《西北區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實施細則》；

由于調(diào)峰容量市場中明確規(guī)定參與區(qū)域輔助服務(wù)市場的火電機組、儲能設(shè)施，當(dāng)日不享受調(diào)峰容量補償費用，故在此次測算中暫不考慮；

（5）跨省電力中長期市場

具體可參見：《西北區(qū)域跨省電力中長期交易實施細則(征求意見稿)》；

由于此文正式稿尚未發(fā)布，且計算規(guī)則并不明確，因此在此次測算中，暫不考慮；

2、獨立共享儲能（電源側(cè)儲能）

（1）輔助服務(wù)收益--調(diào)頻輔助服務(wù)收益

具體參照獨立儲能調(diào)頻輔助服務(wù)部分

（2）電力現(xiàn)貨交易

獨立（共享）儲能企業(yè)在實時市場運行中按需申報自調(diào)度計劃曲線，電力調(diào)度機構(gòu)對其申報的自調(diào)度計劃曲線進行安全校核，校核通過后作為實時現(xiàn)貨市場出清邊界條件。

（3）容量租賃

獨立共享儲能將容量租賃給新能源廠站，價格由租賃雙方協(xié)商約定。

3、小結(jié)

就已了解的信息來看，甘肅獨立儲能（電網(wǎng)側(cè)儲能）收益要優(yōu)于獨立共享儲能（電源側(cè)儲能）。

四、測算案例

以甘肅省100MW/400MWh獨立儲能（電網(wǎng)側(cè)儲能）電站為例，建設(shè)周期6個月。

測算邊界：

1、靜態(tài)投資44000萬元，單瓦造價1.1元/Wh;

2、20%資本金，80%銀行借款；融資成本4.5%，融資期限15年；

3、運維人員12人，年薪10萬，福利系數(shù)60%；

4、保險費取固定資產(chǎn)原值0.5%；

5、維修費初始比率為0.5%，運維系數(shù)逐年遞增；

6、除電池以外的固定資產(chǎn)折舊年限20年，殘值率5%；

7、電池折舊年限10年，殘值率10%，第11年更換電池，更換成本0.45元/Wh;

8、充放電深度90%，充放電效率均為94%，系統(tǒng)衰減率首年3%，此后每年2%；

9、稅率取法定稅率；

10、調(diào)峰容量市場折合度電收益約為0.22元/千瓦時；

11、調(diào)頻收益折合度電收益首年為0.41元/千瓦時；

12、電力現(xiàn)貨充放電收益為0.17元/千瓦時；

13、調(diào)用次數(shù)首年330次，逐年遞減，最終取值250次。

測算結(jié)果：

1、投資回收期（稅后）（年）12.18

2、全投資內(nèi)部收益率（稅后）9.82%

3、資本金內(nèi)部收益率（稅后）19.47%

上述分析僅基于當(dāng)前的邊界條件。實際運行中，存在著調(diào)用次數(shù)、電站運維水平，現(xiàn)貨市場的不確定性以及政策變化等因素，將直接影響項目的收益，需在實際測算中予以考慮。另附筆者參加的另外一場會議獲得的數(shù)據(jù)：在參與市場后，獨立儲能及獨立共享儲能在電能量市場度電收益約0.2-0.3元/千瓦時，調(diào)頻市場折合度電收益約0.3-0.4元/千瓦時，獨立儲能容量市場折合度電收益約0.3元/千瓦時，綜合考慮電能量+容量+調(diào)頻,獨立儲能度電收益約0.7-1.0元/千瓦時。

五、結(jié)論

甘肅省獨立儲能政策的制定與實施為新能源的消納和電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力提供了有力保障。未來隨著政策的進一步完善和技術(shù)的不斷進步，甘肅省儲能產(chǎn)業(yè)將迎來快速發(fā)展期，為新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建和能源轉(zhuǎn)型貢獻力量。

6 廣東省獨立儲能政策與收益分析

廣東省獨立儲能的收益模式主要依賴輔助服務(wù)（調(diào)頻為主）、電能量交易（現(xiàn)貨+中長期）、需求響應(yīng)、容量補償（待實施）及新興市場等多元化路徑。

一、核心收益來源

1、輔助服務(wù)（調(diào)頻）：最穩(wěn)定的市場化收入。

政策依據(jù)：《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案》、《第三方獨立主體參與南方區(qū)域電力備用、調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易實施細則》。獨立儲能可報量報價參與區(qū)域調(diào)頻、跨省備用等輔助服務(wù)市場，目前主要是以調(diào)頻收益為主。

市場機制：獨立儲能通過調(diào)頻容量補償（中標容量×R2(3.56元/MW)）和里程補償（調(diào)頻里程×出清價格×綜合性能指標）獲取收益。2024年7月，廣東4家獨立儲能調(diào)頻收益占全省25.76%，其中清城儲能站單月收益達1149萬元。

競爭格局：調(diào)頻市場總補償費用每月約1億元，調(diào)頻需求100萬到150萬千瓦。目前已遠超需求。隨著更多儲能項目并網(wǎng)，競爭加劇可能導(dǎo)致收益下降。例如，2024年調(diào)頻綜合性能指標和里程補償價格下調(diào)，儲能收益空間被壓縮。

2、電能量交易

政策依據(jù)：《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案》、《廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則》

現(xiàn)貨市場：獨立儲能全電量參與現(xiàn)貨市場，充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金。2024年廣東現(xiàn)貨市場峰谷價差平均為0.167元/kWh，但部分項目因高充低放導(dǎo)致電費虧損（如5家獨立儲能2024年上半年電能量市場凈虧損399.6萬元）

3、中長期交易：2024年底，2家獨立儲能成交年度雙邊協(xié)商交易，1家成交掛牌交易，進一步拓寬收益渠道。中長期交易可鎖定部分電量價格，降低現(xiàn)貨市場波動風(fēng)險。

二、潛在收益補充

1.需求響應(yīng)：政策推動下的新興市場

政策支持：廣東鼓勵用戶側(cè)儲能參與市場化需求響應(yīng)，2025年目標削峰能力達最高負荷的5%。例如，廣汽埃安儲能電站通過峰谷套利和需求響應(yīng)，月度收益最高達100萬元。

參與方式：獨立儲能可通過虛擬電廠聚合資源，響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度指令，獲取補償。但目前獨立儲能參與需求響應(yīng)的具體案例和收益數(shù)據(jù)仍較少，需進一步探索。

2、容量補償（待實施）：政策明確后的穩(wěn)定來源

政策進展：廣東省發(fā)改委征求意見稿提出，符合條件的獨立儲能可獲年度補償100元/千瓦（含稅），但該機制尚未正式落地。若實施，將為儲能項目提供穩(wěn)定收益（以100MW項目為例，年補償約1000萬元）。

實施條件：需納入2023-2025年年度計劃且在2025年底前投運，或為國家級/省級試點示范項目。

三、政策與市場環(huán)境支持

政策體系：廣東已形成“1+N” 政策框架，涵蓋裝機目標、市場交易、補貼等。例如，《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案》明確儲能可參與現(xiàn)貨、輔助服務(wù)等市場。

電力市場改革：作為全國首批現(xiàn)貨試點省份，廣東推動“中長期+現(xiàn)貨”市場體系，為儲能提供多元化交易場景。

區(qū)域需求：廣東電力需求大（2023年用電量8502億千瓦時），新能源裝機占比提升（2024年風(fēng)光占比23.62%），調(diào)峰壓力推動儲能需求。

四、總結(jié)

基于“中長期+電力現(xiàn)貨+深度調(diào)峰+二次調(diào)頻”盈利模式下測算的收益率IRR為7.09%，投資回收期10年，收益率基本能達到門檻收益。該模式下近80%的收益來自于充放價差和調(diào)峰補償收入，受交易市場價差以及調(diào)峰調(diào)用次數(shù)影響較大，特別是中長期交易由于周期長，面臨的不確定性因素多，而且更難準確預(yù)測等原因，比現(xiàn)貨交易及短周期交易的價格風(fēng)險更大，且獨立儲能低充高放這種典型申報曲線也更難達成成交。

基于主要參與“二次調(diào)頻“盈利模式下測算的收益率IRR能達到13%以上，可見主要參與二次調(diào)頻模式收益較高，高收益的前提是調(diào)用頻率和中標容量能夠有保障。經(jīng)對調(diào)用頻率和中標容量比例進行收益敏感性分析，發(fā)現(xiàn)將前述參數(shù)降低20%-30%幅度，仍可以取得8%以上的收益率。

南方電網(wǎng)大力推動新型儲能示范應(yīng)用與規(guī)模化發(fā)展，將發(fā)展新型儲能作為提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)的重要舉措，以市場機制為根本依托，鼓勵支持儲能參與多品類市場交易，以市場機制引導(dǎo)儲能行業(yè)健康發(fā)展。廣東地區(qū)獨立儲能可以根據(jù)政策以及市場運行機制采取靈活多樣的盈利模式與商業(yè)模式，通過參與現(xiàn)貨交易、輔助服務(wù)、容量租賃等電力市場獲取收益。從前述兩種盈利模式測算收益結(jié)果來看，廣東地區(qū)投建獨立儲能已經(jīng)初具一定經(jīng)濟性，隨著市場機制的逐漸完善，疊加儲能系統(tǒng)成本下降預(yù)期，未來有望進一步提升獨立儲能項目的經(jīng)濟性。

7 浙江省獨立儲能政策和收益分析

浙江省獨立儲能的收益模式主要依托輔助服務(wù)（調(diào)頻為主）、電能量交易（現(xiàn)貨+中長期）、需求響應(yīng)、容量補償（已實施）及虛擬電廠聚合等多元化路徑。

一、核心收益來源

1、輔助服務(wù)（調(diào)頻）

市場機制：獨立儲能通過調(diào)頻容量補償（中標容量×出清價格）和里程補償（調(diào)頻里程×出清價格×綜合性能系數(shù)）獲取收益。2023年浙江調(diào)頻容量出清價格多日平均為807.1元/MWh，里程出清價格為31.8元/MW，以100MW 儲能項目為例，若中標容量占比20%、綜合性能系數(shù)1.5，單月調(diào)頻收益可達300萬元以上。

?政策支持：浙江調(diào)頻市場與電能量市場聯(lián)合出清，引入邊際替代率系數(shù)Fm，性能好、報價合理的儲能項目可通過Fm提升競爭力。

2、電能量交易：峰谷價差驅(qū)動的基礎(chǔ)收益

現(xiàn)貨市場：浙江省通過分時電價政策持續(xù)拉大峰谷價差，為獨立儲能提供明確的套利空間，2025年1月最大價差達1.46元/kWh。獨立儲能全電量參與現(xiàn)貨市場，充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金。

中長期交易：儲能可通過簽訂年度雙邊協(xié)商或掛牌交易鎖定部分電量價格，降低現(xiàn)貨波動風(fēng)險。2024年浙江某50MW/100MWh項目通過中長期交易鎖定30%電量，年化收益提升15%。

二、政策驅(qū)動的穩(wěn)定收益補充

1、容量補償：已落地的核心保障

補償標準：浙江省對2024年6月30日前并網(wǎng)的電網(wǎng)側(cè)儲能項目給予200元/千瓦年的容量補償，分三年退坡（2024-2026年分別為200元、180元、170元）。以100MW項目為例，年補償收入達2000萬元，顯著提升項目 IRR（全投資收益率可達8.37%）。

實施條件：需納入省級建設(shè)計劃，年利用小時數(shù)不低于600小時。2024年全省分配容量補償資金7.15億元，覆蓋130萬千瓦儲能項目。

2、需求響應(yīng)：高補貼的新興市場

政策激勵：浙江省2025年迎峰度夏方案中，削峰響應(yīng)補貼最高達4元/千瓦時，填谷響應(yīng)同步配套激勵。東陽等地對參與虛擬電廠調(diào)峰的儲能項目，按裝機功率給予1.5元/千瓦/次補貼，單次響應(yīng)成功即可獲得3000元（2000千瓦項目）。

參與方式：儲能可通過虛擬電廠聚合資源，響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度指令。2024年夏季，浙江新型主體調(diào)峰能力突破100萬千瓦，單個項目月均需求響應(yīng)收益可達50萬元以上。

三、政策與市場環(huán)境

政策體系：浙江已形成“容量補償+輔助服務(wù)+需求響應(yīng)”政策框架，明確儲能可參與現(xiàn)貨、調(diào)頻、需求響應(yīng)等市場。

電力市場改革：作為全國首批現(xiàn)貨試點省份，浙江推動“中長期+現(xiàn)貨”市場體系，為儲能提供多元化交易場景。

四、案例

以浙江省某獨立儲能電站為例，建設(shè)規(guī)模100MW/200MWh進行收益測算。

2024-2025年，容量租賃+計劃調(diào)峰+3年退坡財政補貼

2026年，容量租賃+3年退坡財政補貼+現(xiàn)貨+輔助服務(wù)（電力現(xiàn)貨市場預(yù)期進入長周期試運行，儲能不再進行計劃調(diào)峰）

2026年以后，租賃+現(xiàn)貨+輔助服務(wù)（財政補貼退出）

財政補貼：前三年容量補償費分別為：第一年2000萬，第二年1800萬，第三年1700萬。

容量租賃：運行期內(nèi)考慮通過共享儲能模式，給新能源場站提供儲能容量租賃服務(wù)，租賃費現(xiàn)行指導(dǎo)價格(80~100 元/kW/年)，每年租賃價格保守按照100元/kW/年，出租50MW，每年租賃收入為500萬。

調(diào)峰收益：計劃調(diào)峰收入為自調(diào)度方式，根據(jù)浙江省最新政策，儲能電站放電電價參照燃煤機組標桿上網(wǎng)電價415.3元/MWh，充電電價參照浙江省電力公司代理購電工商業(yè)用戶電價，不收取輸配電價和政府性基金。如以35千伏及以上單一制一般工商業(yè)用戶代理購電價低谷電價為標準，則2024年全年平均的充電電價為0.1339元/kWh（低谷電價-輸配電價-政府基金），可獲得充放電價差0.2814元/kWh。

現(xiàn)貨電能量收益：現(xiàn)貨電量市場套利收入全年按330次充放設(shè)計，根據(jù)浙江省前幾次長周期連續(xù)試運行結(jié)算數(shù)據(jù)，實時市場峰谷價差424.55元/MWh，根據(jù)浙江省日典型負荷曲線分析，平均全年按330日*1.5次=495次充放設(shè)計，峰谷價差按試運行期差價的8折考慮計算，則可獲得峰谷價差0.3396元/kWh。

調(diào)頻收益：根據(jù)2024年5 月~12月第六次結(jié)算試運行統(tǒng)計，調(diào)頻容量平均出清價格為158.1元/MWh，平均調(diào)頻里程出清價格為13.65元/MW。保守估計，調(diào)頻容量按20MW（額定裝機20%），每天中標12h，全年330天運行；首年調(diào)頻里程收入按8元/MW計算，合計950萬元。后續(xù)考慮到競爭，按每年5%收益最終退坡至70%，即第七年收入降至632萬元。

五、總結(jié)

浙江省獨立儲能的收益模式調(diào)頻、現(xiàn)貨、容量補償和需求響應(yīng)是核心來源，其中容量補償機制的落地顯著提升了項目經(jīng)濟性。對于投資者而言，需綜合評估調(diào)頻收益、現(xiàn)貨價差、政策補貼等因素，優(yōu)化運營策略以提升項目經(jīng)濟性。未來，隨著需求響應(yīng)市場成熟和跨省交易開放，獨立儲能的收益結(jié)構(gòu)將進一步多元化，為浙江省電力系統(tǒng)的靈活性和新能源消納提供有力支撐。

8 江蘇省獨立儲能政策和收益分析

一、收益來源與政策機制

1、頂峰補貼

在2025年迎峰度夏（冬）期間（1月、7-8月、12月），獨立儲能放電電量可獲得0.3元/千瓦時的補貼，較2024年退坡40%。以100MW/200MWh項目為例，首年頂峰補貼超1,300萬元，但需滿足全容量調(diào)用次數(shù)不低于160次或放電時長 320小時的要求。

2、調(diào)峰補償

迎峰期間（1月、7-8月、12月），獨立新型儲能項目按照電網(wǎng)調(diào)度指令安排調(diào)用充放電，原則上全容量充放電調(diào)用次數(shù)不低于160次或放電時長不低于320小時，不結(jié)算充電費用，放電上網(wǎng)電量價格為燃煤發(fā)電基準價。在非迎峰度夏（冬）期間（2-6月、9-11月），獨立新型儲能項目可根據(jù)自身需求進行充放電，原則上采取“低充高放”模式，放電電量上網(wǎng)價格為燃煤發(fā)電基準價，充電電量按燃煤發(fā)電基準價的60%進行結(jié)算。調(diào)峰收益穩(wěn)定性較高，因政策明確保障調(diào)用次數(shù)和補償標準。

3、調(diào)頻輔助服務(wù)

調(diào)頻收益包含基本補償（2元/MW）和調(diào)用補償（0.18元/MW?次）。以年調(diào)頻里程150萬MW計算，調(diào)頻收入約2,700萬元。江蘇調(diào)頻市場規(guī)則要求儲能參與度高，但補償單價低于廣東、山西等省份。

二、案例

江蘇鎮(zhèn)江揚中構(gòu)網(wǎng)型獨立儲能電站項目，總投資9.2億元，其中設(shè)備采購（58%，5.34億元），含構(gòu)網(wǎng)型PCS、電芯及EMS系統(tǒng)；基建與并網(wǎng)（27%，2.48億元），包括土地平整、220kV變電站擴容及智慧控制系統(tǒng)；生態(tài)補償（15%，1.38億元），主要用于鄰近濕地生態(tài)修復(fù)及噪聲污染治理。

收益構(gòu)成

峰谷價差套利：江蘇省峰谷價差均值0.92元/kWh（標準差0.35元/kWh），日均兩充兩放，年等效利用小時數(shù)1,200小時，套利收入1.23億元；

輔助服務(wù)收益：調(diào)頻補償標準0.18元/MW·次（江蘇能監(jiān)辦2025年新規(guī)），年調(diào)頻里程150萬MW，收入2,700萬元；參與需求響應(yīng)補貼8元/kW·次，年響應(yīng)容量150MW，收入1,200萬元。

容量租賃：租賃單價265元/kW·年，出租率50%（94MW/188MWh），年收入2,491萬元。

項目年運營總成本1.0178億元，凈現(xiàn)金流8513萬元；加回折舊后實際現(xiàn)金流 1.4646億元/年，稅后IRR 9.6%。

三、總結(jié)

江蘇省獨立儲能項目在現(xiàn)有政策框架下具備經(jīng)濟性，典型項目IRR可達8%-10%，但需關(guān)注補貼退坡和市場競爭風(fēng)險。未來收益提升的關(guān)鍵在于：

參與現(xiàn)貨市場：利用分時電價動態(tài)調(diào)整機制（峰谷價差最高4:1），優(yōu)化充放電策略；技術(shù)創(chuàng)新，采用高循環(huán)壽命電池（如液冷磷酸鐵鋰）和構(gòu)網(wǎng)型變流器，降低度電成本；多元化收益，拓展需求響應(yīng)、容量租賃與輔助服務(wù)組合收益，提高資產(chǎn)利用率。

總體而言，江蘇獨立儲能在政策支持和市場機制創(chuàng)新下仍具投資價值，尤其在現(xiàn)貨市場深化和技術(shù)補貼驅(qū)動下，長期收益穩(wěn)定性將逐步增強。

9 山東省獨立儲能政策和收益分析

山東能源局稱，獨立儲能電力現(xiàn)貨市場交易機制，可通過電量交易、容量補償、容量租賃方面盈利，目前還可以通過調(diào)頻、爬坡輔助服務(wù)獲取收益。

一、核心收益來源?

1、容量補償

根據(jù)《山東電力市場規(guī)則（試行）》，獨立儲能通過月度可用容量獲得補償，費用由電力用戶分攤，實行“日結(jié)月清”。2024年起，市場化容量補償電價從0.0991元/kWh下調(diào)至0.0705元/kWh，但示范項目在2025年前可享受雙倍補償（0.141元/kWh）

計算方式：山東省《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作有關(guān)事項的補充通知》規(guī)定：儲能電站日發(fā)電可用容量=（儲能電站核定充電容量/2）*K/24，K為儲能電站日可用等效小時數(shù)，初期電化學(xué)儲能電站日可用等效小時數(shù)暫定為2小時。以100MW/200MWh項目為例，日可用容量約16.67MW，年補償收入約3000萬元（按0.0705元/kWh計算）

2、現(xiàn)貨市場套利

獨立儲能參與現(xiàn)貨交易，在電價低谷時充電、高峰時放電從而賺取電價差?！渡綎|省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》指出，綜合市場交易價格由容量補償費用、市場形成的電量價格構(gòu)成，故充電成本中還需考慮分時段容量補償費用。另外，新型儲能參與電力市場充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，但由系統(tǒng)效率導(dǎo)致?lián)p耗成本需考慮在內(nèi)。綜上，山東獨立儲能套利收入計算如下：

放電收入=放電電價x放電電量；充電成本=充電電價（包含充電時需要繳納的分時段容量補償費用，按谷段及深谷段加權(quán)計算約0.04955元/kWh）x充電電量；

損耗成本=損耗電量*(輸配電價+政府性基金及附加）(山東省現(xiàn)行輸配電價和政府性基金)；

套利收入=放電收入-充電支出-損耗成本；

按照加權(quán)平均峰谷價差0.4元/kWh，系統(tǒng)綜合效率85%、一充一放，保守估算100MW/200MWh儲能電站年套利收入約為1580萬元

在今年年初136號文出臺之后，山東省能源局及時跟進，在4月21日印發(fā)的《山東省2025年新能源高水平消納行動方案》中規(guī)定，獨立儲能向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。

3、輔助服務(wù)

調(diào)頻服務(wù)：獨立儲能可參與AGC調(diào)頻市場，補償標準為100元/兆瓦（響應(yīng)指數(shù)≥93%）。但目前獨立儲能需在調(diào)頻與電能量市場間二選一，機會成本較高。

爬坡服務(wù)：2024年啟動的爬坡輔助服務(wù)市場允許獨立儲能提供上/下爬坡調(diào)節(jié)，補償費用與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清，價格上限為1500元/兆瓦時。初期補償收益尚不明確，但技術(shù)優(yōu)勢（快速響應(yīng)）使其具備競爭力。

黑啟動與備用：黑啟動補償為30萬元/次（實際調(diào)用），備用服務(wù)收益需根據(jù)調(diào)度指令確定。

二、案例

青島海西灣200MW/400MWh獨立儲能電站項目是山東省重點建設(shè)的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能項目，采用液冷磷酸鐵鋰電池技術(shù)，接入220kV變電站，配置構(gòu)網(wǎng)型變流器（PCS）和AI交易系統(tǒng)，支持黑啟動、調(diào)峰調(diào)頻及現(xiàn)貨市場實時報價功能。總投資7.2億元（單位成本1.8元/Wh），其中設(shè)備采購（65%，4.68億元），含電芯、PCS及EMS系統(tǒng)；基建與并網(wǎng)（25%，1.8億元），包括土地平整、變電站擴容及海纜鋪設(shè)；智能化改造（10%，0.72億元）

收益分析：

1、現(xiàn)貨市場套利：山東峰谷價差降至0.68元/kWh（標準差0.32元/kWh），日均充放電2次，年等效利用小時數(shù)774小時，套利收入6,580萬元；深谷時段電價低至0.1元/kWh（占全年15%），尖峰時段達0.78元/kWh，極端價差策略貢獻收入12%。

2、容量租賃：租賃單價從300元/kW·年降至252元/kW·年，出租率30%（60MW/120MWh），年收入1,512萬元。

3.容量補償、補償標準調(diào)整為0.0705元/kWh（取消雙倍獎勵），年補償收入1,128萬元

期末一次性還本：稅后IRR為6.5%

三、總結(jié)

山東省獨立儲能已形成“容量補償+租賃+套利+輔助服務(wù)”的多元收益模式，在政策支持和市場機制完善下具備明確的經(jīng)濟性，未來通過“報量報價”策略提升現(xiàn)貨套利收益，積極參與爬坡、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場，降低對單一收益的依賴，山東省獨立儲能可進一步提升收益穩(wěn)定性和競爭力，為新型電力系統(tǒng)建設(shè)提供關(guān)鍵支撐。

10 河北省獨立儲能政策和收益分析

一、核心收益來源與政策機制

1、電能量交易

河北省發(fā)展和改革委員會于2024年1月27日印發(fā)的《關(guān)于制定支持獨立儲能發(fā)展先行先試電價政策有關(guān)事項的通知》。這是國內(nèi)首個完全契合第三監(jiān)管周期電價政策要求的獨立儲能電價政策，也是首個明確獨立儲能容量電價機制的政策文件，在獨立儲能市場化發(fā)展中具有里程碑意義。河北省通過分時電價機制顯著擴大峰谷價差，河北南網(wǎng)峰谷價差已達0.6-0.7元/kWh，獨立儲能可在低谷時段（如夜間）充電，高峰/尖峰時段放電，利用價差直接獲利。政策明確獨立儲能充電電量免收輸配電價、系統(tǒng)運行費用及政府性基金附加，進一步降低度電成本，提升盈利空間。此外，河北南網(wǎng)現(xiàn)貨市場已啟動第十次試運行，電能量交易報價范圍為0-1.2元/kWh，峰谷價差多次突破1元/kWh，未來隨著現(xiàn)貨市場成熟，套利收益潛力更大。

2、容量電價補償

河北省建立國內(nèi)首個獨立儲能階段性容量電價激勵機制，最高補償標準為100元/千瓦/年，與煤電容量電價持平，覆蓋河北南網(wǎng)300萬千瓦、冀北電網(wǎng)270萬千瓦項目。例如，10萬千瓦儲能電站年可額外獲得1000萬元容量電費，有效緩解初期投資壓力。2025年政策進一步優(yōu)化，容量電價有效期延長至24個月，且對2024年已退坡項目追補至100元/千瓦。但需滿足以下條件：

1）容量門檻：單項目容量≥10萬千瓦，持續(xù)放電時長≥2小時；

2）考核機制：年充放電次數(shù)≥330次，未達標則扣減容量電費（月內(nèi)2次扣10%，3次扣50%，4次及以上扣100%）。

激勵時限：2026年6月1日之前，按省級批復(fù)期限建成并網(wǎng)的獨立儲能項目通過競爭方式獲得容量電費的時限為24個月(含2024年已執(zhí)行容量電價激勵政策的獨立儲能項目)，自進入商業(yè)運營次月起執(zhí)行。2026年6月1日至12月31日，未按省級批復(fù)期限建成并網(wǎng)的獨立儲能項目獲得容量電費的有效期為24個月扣減逾期月份(不足一個月的按一個月計算)。

3、輔助服務(wù)收益

調(diào)頻服務(wù)：獨立儲能可參與調(diào)頻市場，調(diào)頻里程補償價格上限為15元/MW，按調(diào)節(jié)性能指標（如調(diào)節(jié)速率、精度、響應(yīng)時間）折算后結(jié)算。調(diào)頻服務(wù)需獨立申報，與電能量市場出清分離。

備用服務(wù)：備用市場采用“中標容量×?xí)r間×價格”機制，價格上限不超過電能量市場限價（1.2元/kWh）。獨立儲能可通過提供旋轉(zhuǎn)備用或非旋轉(zhuǎn)備用獲取收益，但目前具體細則仍待明確。

二、典型項目收益結(jié)構(gòu)

100MW/200MWh項目

電能量交易：按年充放電330次、峰谷價差0.6元/kWh測算，年收益約3960萬元（100MW×2小時×330次×0.6元/kWh）；

容量電費：年收益約1000萬元（10萬千瓦×100元/千瓦?年）；

輔助服務(wù)：假設(shè)調(diào)頻及備用收益占比5%-10%，可額外增加收益約500萬元。

三、政策與市場環(huán)境

1、河北省“十四五”新型儲能規(guī)劃提出，到2025年新型儲能裝機規(guī)模達4GW以上，其中電網(wǎng)側(cè)獨立儲能需求達17GW，電源側(cè)共享儲能需求達5GW。2025年擬新增獨立儲能項目7GW，單體容量不低于100MW/200MWh，電化學(xué)類項目需在批復(fù)后9個月內(nèi)開工、15個月內(nèi)并網(wǎng)，政策強力推動項目落地。

2、現(xiàn)貨與輔助服務(wù)融合：河北南網(wǎng)已建立“電能量+調(diào)頻+備用”聯(lián)合出清機制，獨立儲能可同時參與多市場套利，提升資源利用效率；

3、2024年底河北省新能源裝機占比達69.7%，高比例可再生能源接入催生調(diào)峰需求，獨立儲能成為緩解電網(wǎng)阻塞、提升消納能力的關(guān)鍵手段，如河北南網(wǎng)規(guī)劃300萬千瓦獨立儲能可在尖峰時段提供250萬千瓦應(yīng)急供電能力。

四、總結(jié)

河北省獨立儲能已形成“電能量交易+容量補償+容量租賃+輔助服務(wù)”的多元化盈利模式，政策支持力度大、市場機制完善，具備長期投資價值。隨著現(xiàn)貨市場成熟、技術(shù)降本及容量租賃市場擴容，項目IRR有望提升至6%-8%，逐步接近傳統(tǒng)電源投資回報水平。河北省獨立儲能正處于政策紅利釋放與市場機制完善的關(guān)鍵階段，通過“政策+市場+技術(shù)”三輪驅(qū)動，未來將成為新型電力系統(tǒng)建設(shè)的核心支撐。

11 山西省混合儲能發(fā)展及政策收益分析

主要從以下幾部分：1)混合儲能發(fā)展的必要性;2)山西儲能政策及市場需求;3)儲能電站收益估算;4)山西省儲能發(fā)展現(xiàn)狀及典型案例。

第一部分，混合儲能發(fā)展的必要性。

首先是國家政策支持，最近幾年國家陸續(xù)出臺了一系列促進儲能發(fā)展的政策。關(guān)于136號文，可以理解為通過政策引導(dǎo)新能源電量交易市場化，從而間接促進電力現(xiàn)貨市場的進一步市場化，峰谷差價按市場需求會進一步拉大，從而促進儲能的發(fā)展，從長遠來看，這是一個利好的政策。

再是山西省政策支持。這些政策中，關(guān)于現(xiàn)貨交易、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等政策都已實際落地?，F(xiàn)貨交易第15版、新版“雙細則”，里面明確了獨立儲能如何參與到現(xiàn)貨交易，一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，很詳細。也有關(guān)于山西省新型儲能的規(guī)劃，有整體規(guī)劃、也有每年能源局的入庫規(guī)劃。

電網(wǎng)結(jié)構(gòu)發(fā)生重大變化。截至2024年底，山西新能源裝機大概5500萬千瓦，占總裝機的43%。按照規(guī)劃，今年末達到8000萬千瓦，也就是占50%，基本形成以新能源為主體的新型電力市場。山西省的用電負荷基本上維持在4000萬左右，所以對調(diào)峰資源非常的緊缺。山西電網(wǎng)的獨立結(jié)構(gòu)，南電北送，新能源主要在北部，負荷在中南部地區(qū)，所以造成電網(wǎng)的波動性非常大，這就為電網(wǎng)提供優(yōu)質(zhì)的調(diào)峰調(diào)頻的資源，混合儲能非常契合這個契機。

各類新型儲能的特性。其中壓縮空氣和液流電池比較適合調(diào)峰領(lǐng)域，但目前造價偏高；飛輪和超級電容適合調(diào)頻，但也有造價的問題。鋰離子電池發(fā)展最快，但也存在一些問題，比如說用于直接調(diào)峰，時長不足，如果直接調(diào)頻，尤其是一次調(diào)頻、二次調(diào)頻，壽命有一定的影響?；旌蟽δ芎芎玫亟Y(jié)合了調(diào)峰調(diào)頻的特性需求，主要包括電化學(xué)+飛輪，或者電化學(xué)+超級電容等。因技術(shù)推廣、技術(shù)發(fā)展等方面原因，目前山西省主要的混合儲能形式還是電化學(xué)+飛輪，未來超級電容在調(diào)頻市場會有很大的優(yōu)勢。

第二部分，山西儲能政策及市場需求。

首先是現(xiàn)貨交易政策。22023年底，山西電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)入正式運行。2024年12月25日，山西省能監(jiān)辦更新了《電力現(xiàn)貨市場交易實施細則》（V15.0）。內(nèi)容也非常豐富，包括儲能電站市場身份的認證、怎么參與、怎么調(diào)峰、融資租賃、報價方式等。目前獨立儲能參與主要是報量不報價的方式來參與，因為對測算還需要進一步提升。

結(jié)合山西省儲能電站相關(guān)運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計得出以下幾個結(jié)論：1)現(xiàn)貨市場的價格，從2022到2024年，日前平均現(xiàn)貨電價逐年降低； 2）峰谷電價差逐年下降。儲能參與現(xiàn)貨交易收益逐年下降，目前實際峰谷差低于度電成本，出現(xiàn)了參與即虧損的情況。3) 1h峰谷差略高于2h峰谷差。時長越長峰谷差價越低，不同儲能系統(tǒng)的度電成本低于峰谷差才會有收益。綜上，造成現(xiàn)貨電價逐年下降以及峰谷差逐年降低的主要原因是：1）新能源裝機逐漸增加，出現(xiàn)0元電價時間段有所增加；而火電機組靈活性改造完成，深調(diào)能力有所提高，重要負荷用電習(xí)慣調(diào)整，造成1.5元高價區(qū)間時間段減小，造成日前平均現(xiàn)貨電價逐年降低。2）結(jié)算體系不完善，上網(wǎng)電價按日前現(xiàn)貨電價結(jié)算，下網(wǎng)按現(xiàn)貨電價+附加，造成儲能參與現(xiàn)貨交易時峰谷差價偏低；3）獨立儲能的市場身份不明確。儲能作為可調(diào)節(jié)性電源，應(yīng)收取一定的備用容量補償。山西省目前不僅沒有容量補償，而且電網(wǎng)認定儲能企業(yè)為用戶，向儲能企業(yè)收取備用容量費；4）現(xiàn)貨市場未完全市場化，限定1.5元的上限價格，也是現(xiàn)貨平均價以及峰谷差價低的重要原因之一。

一次調(diào)頻政策。2025年1月14日，山西能監(jiān)辦印發(fā)《山西電力輔助服務(wù)管理實施細則和并網(wǎng)運行管理實施細則》（2025年修訂版），從本月3月1日開始，山西的獨立儲能參與一次調(diào)頻政策正式落地執(zhí)行，開始結(jié)算。里面有幾個重要的參數(shù)，日補償費用=D×K結(jié)算×Y一次里程。參與的方式是報量報價的方式，通過K值排序及市場一次調(diào)頻的需求來中標相應(yīng)的里程?，F(xiàn)在是按雙細則，補償價格是固定的6元/GW，日調(diào)節(jié)深度如公式計算，主要根據(jù)新能源發(fā)電量來測算，每次大概在100兆瓦左右。調(diào)節(jié)次數(shù)，根據(jù)目前運行的電站，山西現(xiàn)在有8-9個儲能電站已經(jīng)參與調(diào)節(jié)，次數(shù)有2000多次，好多情況下有3000次。K結(jié)算，也是根據(jù)K性能折算的，根據(jù)原來國家能源局的要求，山西省也對結(jié)算進行了計算，規(guī)定在2以下。現(xiàn)在好的儲能電站能達到2，這和性能有關(guān)系，有的是1點多。曾調(diào)研多個儲能電站一次調(diào)頻業(yè)務(wù)，目前來看收益還是非常可觀。

二次調(diào)頻政策。2024年12月25日，山西省能監(jiān)辦更新了《山西電力二次調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易實施細則》（V15.0）的通知。日補償費用=D×K×C，參與的方式是報價不報量。怎么中標呢？根據(jù)報價和K值的排序及市場的需求中標相應(yīng)的里程。C就是報價，對下面5個時間段來報價，價格就是在5-15元之間/兆瓦。D為日調(diào)頻里程，2024年以前基本上是火電配儲企業(yè)參加，每日中標大概20家，調(diào)節(jié)深度需求月4萬兆瓦左右。2025年開始，獨立儲能開始參與二次調(diào)頻交易，其余由火電配儲企業(yè)中標。K結(jié)算為日結(jié)算性能指標，最大為2。但在實際執(zhí)行過程中，也有一些問題，這里不再細說。

其他潛在政策收益，儲能還可在有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)和事故應(yīng)急及回復(fù)服務(wù)方面獲得收益，未來的應(yīng)用場景非常廣泛。

基于山西調(diào)頻政策下的儲能特性分析，哪種類型儲能更適合呢？主要看核心的幾個參數(shù)。（1）日調(diào)節(jié)里程。如果電化學(xué)參與，必須配置大功率儲能，小功率參與，需冗余配置，否則壽命受很大影響。飛輪儲能，一次調(diào)頻里有個指令的時間，平均指令大概在5秒，但是因為山西現(xiàn)貨市場的影響，每天在2分鐘以上的指令，就是長時指令，也出現(xiàn)十多次，所以這種情況下，秒級的飛輪就不能完全滿足一次調(diào)頻的實際需求，不能滿足所有指令，所以還是混合起來使用。（2）調(diào)節(jié)性能K，飛輪儲能從理論分析，充放電的響應(yīng)時間應(yīng)該比電化學(xué)稍快一點，有利于K值的提升，尤其在一次調(diào)頻里，價格主要是拼K值，但K值也不是說完全是儲能個體的影響，它和控制策略等關(guān)系也比較大，僅靠飛輪儲能也不完全滿足指令需求。綜合分析，還是電化學(xué)+飛輪或是將來的超級電容，更適合于山西調(diào)頻政策下的儲能系統(tǒng)的配置。

第三部分，儲能電站收益估算。

這是山西儲能電站收益估算，目前政策下，山西調(diào)頻收益非?？捎^。一次調(diào)頻目前參與的只有9家，隨著參與的增加，收益肯定會下降，所以如果想投資，建議跑步入場，因為參與家數(shù)多以后，收益肯定會下降。另外，對于二次調(diào)頻，補償費用是5-10元/MW，如果項目前期盈利大的情況下，后期可按最低價參與競爭，還是有先建優(yōu)勢的。

第四部分，山西省儲能發(fā)展現(xiàn)狀及未來收益分析。

山西的規(guī)劃項目比較多，目前為止并網(wǎng)了20個，總?cè)萘恳呀?jīng)建成2個GW，其中已經(jīng)商運9家，混合儲能占2家。但是在近期開展的儲能項目中，電化學(xué)+混合儲能占比越來越高。

結(jié)合山西省現(xiàn)有儲能政策及在運儲能電站運行數(shù)據(jù)做如下測算，以100MW/200MWh電站為例。具體有收益方式及比例如下：

（一）現(xiàn)貨交易收益

交易現(xiàn)狀與問題：2023 年底山西電力現(xiàn)貨市場正式運行，獨立儲能參與方式為報量不報價。但 2022 - 2024 年，日前平均現(xiàn)貨電價逐年降低，峰谷電價差逐年下降，導(dǎo)致儲能參與現(xiàn)貨交易收益逐年下降，目前實際峰谷差低于度電成本，參與現(xiàn)貨交易面臨虧損。

計算方法：現(xiàn)貨交易收益 = 參與現(xiàn)貨市場的儲能能量容量 × 現(xiàn)貨市場加權(quán)平均峰谷價差 × 年運行天數(shù) × 放電深度 × 單向充放電效率 - 損耗部分輸配電價與政府基金及附加（資料中未明確具體損耗數(shù)值，暫未計算此項成本）。假設(shè)年運行天數(shù)為 300 天，根據(jù)資料中數(shù)據(jù)趨勢及實際情況，預(yù)估當(dāng)前現(xiàn)貨市場加權(quán)平均峰谷價差為 0.2 元 /kWh（實際操作差價可能更?。?。

收益計算：參與現(xiàn)貨市場的儲能能量容量 = 200MWh × 放電深度 = 200 × 1000 × 0.9 =180000kWh。現(xiàn)貨交易收益 = 180000 × 0.2 × 300 × 0.93（放電效率） = 9966000 元，即 996.6 萬元（忽略損耗成本，實際收益可能更低甚至虧損）。

（二）一次調(diào)頻收益

政策與市場情況：2025 年 1 月 14 日政策落地，獨立儲能可參與一次調(diào)頻，按報量報價方式中標。補償價格固定為 6 元 / GW，日調(diào)節(jié)深度每次約 100 兆瓦，調(diào)節(jié)次數(shù)較多，目前有 8 - 9 個儲能電站參與調(diào)節(jié)，次數(shù)可達 2000 - 3000 次，K 結(jié)算規(guī)定在 2 以下，好的儲能電站能達到 2 。

計算方法：日補償費用 = 調(diào)節(jié)深度（D）× K 結(jié)算 × 補償單價（6 元 / GW）× 年運行天數(shù)。調(diào)節(jié)深度（D）每次 100MW = 0.1GW，假設(shè)年運行天數(shù) 300 天，K 結(jié)算取 1.5（考慮不同儲能電站性能差異，此處取中間值）。

收益計算：日補償費用 = 0.1 × 1.5 × 6 × 300 = 270 元。年收益 = 270 × 300 = 81000 元，即 8.1 萬元。若 K 結(jié)算取 2（優(yōu)秀儲能電站水平），年收益 = 0.1 × 2 × 6 × 300 × 300 = 108000 元，即 10.8 萬元 。

（三）二次調(diào)頻收益

政策與市場情況：2024 年 12 月 25 日政策更新，獨立儲能可參與二次調(diào)頻，參與方式為報價不報量，報價范圍在 5 - 15 元 / 兆瓦，D 為日調(diào)頻里程，2024 年以前火電配儲企業(yè)參加，每日中標大概 20 家，調(diào)節(jié)深度需求約 4 萬兆瓦左右，2025 年獨立儲能開始參與，K 結(jié)算最大為 2 。

計算方法：日補償費用 = 調(diào)節(jié)里程（D）× K 值 × 報價（C）× 年運行天數(shù)。假設(shè)該儲能電站日調(diào)頻里程中標占比 20%（參考市場競爭情況預(yù)估），即 D = 8000MW?次，K 值取 1.8（綜合考慮市場平均水平），報價 C 取 8 元 / MW（處于報價范圍中間值），年運行天數(shù) 300 天。

收益計算：日補償費用 = 8000 × 1.8 × 8 =115200 元。年收益 =115200 × 300 = 34560000 元，即 3456萬元。

（四）其他潛在收益（有功平衡、無功平衡、事故應(yīng)急及回復(fù)服務(wù)等）

收益情況：鑒于其應(yīng)用場景廣泛，參考行業(yè)經(jīng)驗，按主收益（現(xiàn)貨交易、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻收益之和）的 5% 估算。

計算方法：其他潛在收益 =（現(xiàn)貨交易收益 + 一次調(diào)頻收益 + 二次調(diào)頻收益）× 5% 。

收益計算：（996.6 + 8.1 + 3456）× 5% =223.035萬元（此處現(xiàn)貨交易收益按未考慮損耗成本計算，若考慮則其他潛在收益會相應(yīng)減少）。

二、總收益分析

年度總收益：年度總收益 = 現(xiàn)貨交易收益 + 一次調(diào)頻收益 + 二次調(diào)頻收益 + 其他潛在收益。將上述計算結(jié)果代入，年度總收益 = 996.6 + 8.1 + 3456 + 223.035 = 4683.735萬元（現(xiàn)貨交易收益未考慮損耗成本，實際總收益可能低于此數(shù)值）。

收益結(jié)構(gòu)分析：二次調(diào)頻收益在總收益中占比最大，是主要收益來源；現(xiàn)貨交易雖目前面臨虧損風(fēng)險，但隨著市場發(fā)展和政策完善，仍有潛力；一次調(diào)頻收益相對穩(wěn)定但占比較??；其他潛在收益目前占比不大，但未來隨著儲能應(yīng)用場景拓展可能會增加。

三、風(fēng)險因素分析

政策風(fēng)險：現(xiàn)貨市場結(jié)算體系不完善、獨立儲能市場身份不明確、容量補償機制缺失等政策問題，可能持續(xù)影響現(xiàn)貨交易收益；若調(diào)頻政策發(fā)生變化，如補償價格調(diào)整、參與門檻改變等，將影響調(diào)頻收益。

市場風(fēng)險：新能源裝機持續(xù)增加，可能進一步壓縮現(xiàn)貨市場峰谷價差；隨著更多儲能電站參與調(diào)頻服務(wù)，市場競爭加劇，調(diào)頻收益可能下降。

技術(shù)風(fēng)險：儲能技術(shù)發(fā)展迅速，若現(xiàn)有儲能技術(shù)在效率、壽命等方面無法持續(xù)優(yōu)化，可能導(dǎo)致運營成本上升，影響收益。

四、結(jié)論與建議

結(jié)論：當(dāng)前山西省儲能電站收益主要依賴二次調(diào)頻，現(xiàn)貨交易短期內(nèi)盈利困難，一次調(diào)頻收益相對穩(wěn)定但貢獻有限。整體來看，在當(dāng)前政策和市場環(huán)境下，儲能電站具備一定盈利空間，但面臨多種風(fēng)險因素。

建議：密切關(guān)注政策動態(tài)，積極參與政策制定過程，推動現(xiàn)貨市場政策完善，爭取容量補償?shù)群侠頇?quán)益；在技術(shù)選型上，優(yōu)先選擇性能更優(yōu)的混合儲能技術(shù)（如電化學(xué) + 飛輪），提高調(diào)頻性能指標 K 值，增強市場競爭力；提前布局，在調(diào)頻市場競爭加劇前占據(jù)市場份額，同時探索其他創(chuàng)新商業(yè)模式，如與新能源發(fā)電企業(yè)深度合作、開展容量租賃服務(wù)等，拓寬收益渠道 。