中國儲能網(wǎng)訊：
1 新疆獨立儲能政策與收益測算分析
在“雙碳”目標(biāo)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(biāo)準(zhǔn)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(dá)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)?；l(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(biāo)準(zhǔn)，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(dá)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(zhǔn)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(fù)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(biāo)準(zhǔn)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)?？焖僭鲩L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(biāo)準(zhǔn)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(zhǔn)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(dá)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(jìn)，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(jìn)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(jìn)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(biāo)準(zhǔn)，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(biāo)準(zhǔn)。2025年度獨立新型儲能電站補償標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)
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(biāo)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(biāo)志著內(nèi)蒙古儲能商業(yè)化進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)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(dá)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(dá)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(dá)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(biāo)（K值）×出清價格。調(diào)頻性能指標(biāo)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(zhǔn)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(biāo)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(dá)8%，靜態(tài)回收期8-10年。這一數(shù)據(jù)遠(yuǎn)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(biāo)，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(jìn)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(dá)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(yuǎn)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(jìn)一步增長。
在技術(shù)路線選擇上，專家認(rèn)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(dá)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(jìn)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(dá)1032萬千瓦。未來隨著產(chǎn)業(yè)鏈本地化率提升（2025年目標(biāo)1000億元產(chǎn)值），儲能項目成本有望進(jìn)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(biāo)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(biāo)推進(jìn)，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(fù)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(fù)荷是分布在北部的銀川秀山地區(qū)，所以從負(fù)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(dá)到27%，電力的滲透率是70%，這三項指標(biāo)均超過歐盟達(dá)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(yuǎn)超過負(fù)荷的增速，同時，分布式項目的占比還將進(jìn)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(jìn)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(jìn)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)?？焖僭鲩L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(dá)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(jìn)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(jìn)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?jǐn)偟模尚履茉磮稣景凑战灰讜r段的上網(wǎng)電量分?jǐn)偂?/span>
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(jìn)行分?jǐn)偂?/span>
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(jìn)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(jìn)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(jìn)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(jìn)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(dá)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(dá)到229萬千瓦，促進(jìn)了新能源電力發(fā)電屢創(chuàng)新高。午間新能源最大出力達(dá)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(dá)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?jǐn)偡绞剑{(diào)動儲能調(diào)節(jié)的積極性。第三，促進(jìn)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(jìn)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(biāo)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(jìn)一步推動儲能技術(shù)進(jìn)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(jìn)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(jìn)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(jìn)一步擴大（如達(dá)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(dá)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(dá) 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(dá)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(dá)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(fù)荷占比32%；河?xùn)|地區(qū)新能源裝機占比18%，負(fù)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(dá)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(dá)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(jìn)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(xì)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(biāo)準(zhǔn)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(jìn)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(fù)，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(jìn)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(dá)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(xì)則》、《西北區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實施細(xì)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(xì)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(jìn)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(jìn)一步完善和技術(shù)的不斷進(jìn)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(xiàn)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(xì)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(biāo)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(biāo)）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(dá)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(yuǎn)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(biāo)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(xì)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(jìn)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(biāo)削峰能力達(dá)最高負(fù)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(dá)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(jìn)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(jìn)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(biāo)、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(dá)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(zhǔn)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(dá)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(dá)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(biāo)容量能夠有保障。經(jīng)對調(diào)用頻率和中標(biāo)容量比例進(jìn)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)?；l(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(jìn)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(biāo)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(biāo)容量占比20%、綜合性能系數(shù)1.5，單月調(diào)頻收益可達(dá)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(dá)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(biāo)準(zhǔn)：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(dá)2000萬元，顯著提升項目 IRR（全投資收益率可達(dá)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(dá)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(dá)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(jìn)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(jìn)入長周期試運行，儲能不再進(jìn)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(biāo)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(biāo)準(zhǔn)，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(fù)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(biāo)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(jìn)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(zhǔn)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(jìn)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(zhǔn)價，充電電量按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的60%進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)。
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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(dá)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?jǐn)?，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(jìn)，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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(dá)0.78元/kWh，極端價差策略貢獻(xiàn)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(biāo)準(zhǔn)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(jìn)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(dá)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(jìn)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(biāo)準(zhǔn)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(jìn)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(dá)標(biāo)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(jìn)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(biāo)（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(biāo)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(xì)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(dá)4GW以上，其中電網(wǎng)側(cè)獨立儲能需求達(dá)17GW，電源側(cè)共享儲能需求達(dá)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(dá)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(jìn)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(jìn)電力現(xiàn)貨市場的進(jìn)一步市場化，峰谷差價按市場需求會進(jìn)一步拉大，從而促進(jìn)儲能的發(fā)展，從長遠(yuǎn)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。現(xiàn)貨交易第15版、新版“雙細(xì)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(xì)。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(dá)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(fù)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(fù)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(xì)則》（V15.0）。內(nèi)容也非常豐富，包括儲能電站市場身份的認(rèn)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(jìn)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(fù)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(rèn)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(xì)則和并網(wǎng)運行管理實施細(xì)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(biāo)相應(yīng)的里程?，F(xiàn)在是按雙細(xì)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(jìn)行了計算，規(guī)定在2以下。現(xiàn)在好的儲能電站能達(dá)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?？捎^。
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(xì)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(biāo)呢？根據(jù)報價和K值的排序及市場的需求中標(biāo)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(biāo)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(biāo)。K結(jié)算為日結(jié)算性能指標(biāo)，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(xì)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)頻收益非常可觀。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(biāo)。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(dá) 2000 - 3000 次，K 結(jié)算規(guī)定在 2 以下，好的儲能電站能達(dá)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(biāo)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(biāo)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)定但占比較小；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(jìn)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(xiàn)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(biāo) 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 。
