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各省独立储能电站政策及收益分析

郑州光储展讯:

1 新疆独立储能政策与收益测算分析

在“双碳”目标和能源结构转型的大背景下,新疆依托丰富的风光资源大力发展独立储能产业。政策支持与收益测算紧密交织,共同构成了储能项目发展的核心框架,下面将从多维度深入剖析二者的融合关系与实践成果。

一、政策驱动下的收益构成体系

(一)容量补偿:政策兜底的稳定收益

新疆发改委出台的《新疆维吾尔自治区独立储能电站容量电价试行方案》明确,2025年独立储能电站容量补偿标准为0.128元/千瓦时。这一政策为储能项目构建了稳定的收益基线,有效降低投资风险。以500MW/2000MWh独立储能电站为例,按照年等效满充满放330次、放电深度95%计算,每年容量补偿收益可达7987.2万元(2000×1000×0.128×330×0.95)。该政策的实施,相当于为储能项目提供“基础收入保障”,不仅能够覆盖部分运维成本,还能吸引社会资本参与储能建设,加速产业规模化发展。

(二)调峰辅助服务:响应电网需求的灵活收益

新疆电力市场规则明确规定,在弃风弃光时段,独立储能电站按调度指令充放电可获得补偿。充电补偿0.55元/千瓦时、放电补偿0.25元/千瓦时的标准,为储能电站创造了重要增收渠道。假设电站每年有100天参与调峰,每日充放电一次,考虑92%的充电效率,实际充电量约217.4万度(2000×1000÷92%),年调峰收益可达1.74亿元[(0.55 + 0.25)×2173913×100]。这一政策推动储能电站成为电网“稳定器”,通过实时响应电力供需波动,既提升了新能源消纳能力,又实现了市场化盈利。

(三)分时电价:价格杠杆下的收益优化

新疆电力部门推行峰谷分时电价机制,高峰电价0.411899元/千瓦时、低谷电价0.017743元/千瓦时的价差,为储能电站提供了套利空间。以年充放电330次、充放电效率92%计算,500MW/2000MWh电站每年可通过峰谷价差获取约2.44亿元收益[2000×1000×330×0.92×(0.411899 - 0.017743)]。这一政策引导储能电站精准把握电价波动规律,通过“低谷充电、高峰放电”策略,在优化电网负荷曲线的同时,实现自身收益最大化。

二、政策对成本与收益的双向调节

(一)建设成本的政策缓冲

新疆通过专项补贴、税收优惠等政策降低储能建设成本。例如,对符合条件的储能项目给予设备投资10%-15%的补贴,对参与示范项目的企业减免3年企业所得税。结合立新能源项目经验,500MW/2000MWh电站建设成本约13.2亿元(0.66元/Wh),政策补贴可使其实际投资降低1.32亿-1.98亿元。这有效缓解了企业资金压力,缩短投资回收期,提升项目经济性。

(二)运维与全生命周期成本管控

运维成本方面,如果按0.025元/Wh标准给予运维费用支持,每年可为500MW/2000MWh电站补贴50万元。此外,针对电池更换成本,政策鼓励企业采用“梯次利用 + 补贴”模式,第8年电池更换时,0.5元/Wh的成本可通过政府补贴覆盖30%-50%。这些政策降低了项目全生命周期成本,保障企业长期稳定运营。

三、政策与收益测算的动态协同

新疆电力市场通过动态调整政策参数,实现政策与收益测算的协同优化。例如,当新能源装机规模快速增长导致弃风弃光率变化时,政府会相应调整调峰补偿标准和参与时段;当电力供需格局改变,分时电价价差也会随之优化。这种动态调整机制确保政策始终契合市场需求,使收益测算模型更具时效性和准确性。

四、典型案例与发展展望

以哈密某500MW/2000MWh独立储能项目为例,在现有政策体系下,经智慧能源经济评价测算全投资税后收益率达8.25%,投资回收期9.23年,资本金内部收益率22.92%,资本金回收期3.63年。数据表明,政策支持显著提升了项目盈利性。未来,随着新疆“新能源 + 储能”一体化发展规划推进,更多利好政策将陆续出台,如绿电交易补贴、共享储能容量租赁政策等,有望进一步拓展储能收益来源,推动产业向更高质量发展。

新疆独立储能政策与收益测算的深度融合,既为储能项目提供了清晰的盈利路径,也为能源转型注入了强劲动力。这种“政策引导 - 收益驱动 - 产业发展”的良性循环,将助力新疆打造全国领先的储能示范基地,为构建新型电力系统提供“新疆经验” 。

2 内蒙独立储能政策分析

根据今年3月内蒙古能源局发布的《内蒙古自治区能源局关于加快新型储能建设的通知》(内能源电力字(2025)120号),独立新型储能电站向公用电网的放电量执行实质性投产(以额定功率进行3个充放电循环、连续并网试运行时间不小于72小时,下同)年度的补偿标准,压缩空气储能、液流电池储能等建设周期较长的独立新型储能电站,可执行实质性投产上个年度的补偿标准。2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/千瓦时,2025年6月30日前不能开工的独立新型储能电站项目不执行2025年度补偿标准

内蒙古正以全国领先的政策支持和技术创新,打造新型储能商业化标杆。2025年5月7日,由民营企业全额投资的内蒙古首个电网侧独立储能示范项目——苏左旗满都拉10万千瓦/40万千瓦时储能电站正式并网,标志着内蒙古储能商业化进入新阶段。这一项目通过”容量补偿兜底+现货套利弹性”的多元收益模式,实现了IRR超8%的投资回报率,为投资者提供了稳定回报与市场增值空间。

一、政策红利与收益模式:0.35元/度电补偿+现货套利,内蒙古储能”稳赚”逻辑

内蒙古储能市场爆发式增长的核心驱动力源于其创新的政策支持体系。自2024年起推行全国最高标准的”容量补偿机制”,对独立储能电站按实际放电量给予0.35元/千瓦时补偿,执行期长达10年。这一政策解决了行业”装而不用”的痛点,以满都拉项目为例,年放电量约1.6亿度,仅此一项年收入达5600万元,占总投资的14%,为投资者提供了稳定现金流保障。同时,内蒙古加大分时电价实施力度,适时调整峰谷电价价差至3.5:1以上,为新型储能发展创造更大盈利空间。

蒙西地区的独立储能电站可通过参与电力现货市场和电力辅助服务市场获得额外收益。蒙西电力现货市场采用节点边际电价机制,分时电价峰谷比达3.5:1,且不同季节、时段电价波动显著。2024年蒙西7月现货均价突破1000元/MWh,价格趋势明显高于同为小风季的6月。以满都拉项目为例,通过智能调度系统”低充高放”,年现货套利收入超7000万元,形成了”容量补偿兜底+现货套利弹性”的多元收益模式。

蒙西辅助服务市场也为储能电站提供了重要收入来源。2024年调频辅助服务市场规模超12亿元,储能占比从2023年的15%提升至35%。调频里程补偿按日统计、按月结算,计算公式为:调频里程×性能指标(K值)×出清价格。调频性能指标由调节速率(K1)、响应时间(K2)、调节精度(K3)加权计算,供暖季准入门槛为性能中位数。蒙西调频里程申报价格范围从6-15元/MW调整为2-12元/MW,反映了市场竞争加剧,但也意味着储能参与调频市场的门槛降低,为更多投资者提供机会。

二、项目标杆:民企领跑,IRR超8%

内蒙古储能项目已形成较为成熟的商业模式,以满都拉项目为例,采用非步入式液冷磷酸铁锂技术,年总收入超1亿元(含容量补偿与现货套利),全投资IRR达8%,静态回收期8-10年。这一数据远高于行业平均水平,充分体现了内蒙古政策环境的优越性。

内蒙古储能项目的收益敏感性分析显示,调峰补偿每下降0.1元/千瓦时,IRR将下降约1.8个百分点;容量出租率每降低20%,IRR将下降约1.5个百分点;电芯寿命低于5500次循环,IRR将下降约2.1个百分点。因此,投资者需重点关注技术路线选择、充放电策略优化及政策红利窗口期,以最大化投资回报。

值得注意的是,内蒙古已取消电源侧和电网侧储能划分,所有独立储能(电网侧、电源侧)均享受容量补偿。但政策明确规定,参与容量补偿的项目不可同时通过租赁获取收益,投资者需根据自身资源和市场条件,在”政策红利”与”市场化租赁”之间做出合理选择。

三、千亿市场:2025年冲刺120GWh装机

内蒙古储能市场正迎来前所未有的发展机遇。根据《内蒙古自治区2024—2025年新型储能发展专项行动方案》,内蒙古2024年新开工1000万千瓦新型储能,建成投产650万千瓦/2900万千瓦时;2025年再新开工1100万千瓦,建成投产1450万千瓦/6500万千瓦时。到2025年,全区储能装机规模预计将突破120GWh,成为全国首个新型储能装机规模超1000万千瓦的省份。

为实现这一目标,内蒙古构建了多元化技术路线布局: 1. 电化学储能:以磷酸铁锂电池为主,广泛应用于削峰填谷和调频服务,仍是当前市场主流。 2. 液流电池:重点突破铁-铬液流电池技术,全球首套兆瓦级铁-铬液流电池储能示范项目已在通辽霍林河建成并试运行,系统功率1MW,储能能力6MWh。 3. 钠离子电池:2024年进入大储商业化阶段,内蒙古钜能正信50GWh钠离子电池及储能产业园项目已在呼和浩特开工,总投资约200亿元,分两期建设。钠离子电池因成本优势(电芯成本0.35元/Wh,系统成本0.12元/度电)和极寒性能(-40℃容量保持率85%)在内蒙古市场备受关注。

产业链布局方面,内蒙古提出2025年储能装备产值将达1000亿元,实现核心部件本地化生产。目前,鄂尔多斯、呼和浩特已成为钠离子电池核心产区,远景动力、内蒙古绿能、云储科技等企业被列为储能装备制造重点。乌海依托丰富的铬矿资源(Cr2O3储量1720万吨)和电力优势,正推动铁铬液流电池产业链发展。

内蒙古还规划了”电源侧独立储能+电网侧独立储能+构网型储能”协同发展的路径,重点在新能源汇集区、电网关键节点(如包头、乌兰察布)及高比例新能源外送基地布局储能,以提升电网调节能力、保障电力安全供应。

四、专家观点:政策转向市场化,储能成“黄金资产”

专家分析指出,当前内蒙古储能收益主要依赖政策兜底,但未来将转向电力现货价差扩大+辅助服务市场化主导。随着蒙西电力现货市场限价放开(2025年4月国家政策要求放宽市场限价至20%-30%),峰谷价差可能翻倍至0.7-1.0元/度,储能套利空间大幅提升。同时,蒙西调频辅助服务市场规模2024年已超12亿元,储能占比35%,未来随着市场规则完善,调频、备用等辅助服务收入将进一步增长。

在技术路线选择上,专家认为内蒙古应充分发挥其资源禀赋优势:锂电池仍是当前主流,但钠离子电池因成本低(比锂电池低15%-40%)和极寒性能优,将成为内蒙古冬季储能的首选;液流电池虽能量密度低(仅为锂电池的1/20),但安全性高、循环寿命长(可达10000次),适合长时储能场景。

对于投资者而言,抢占2025年容量补偿窗口期(2025年6月底前开工并在年底前投产的项目补偿标准为0.35元/千瓦时)、布局长时储能技术(4-6小时储能系统)、参与新能源外送基地建设(如乌兰察布3600万千瓦时电网侧储能),将是掘金内蒙古千亿储能市场的关键。

五、市场未来发展趋势与投资策略

未来内蒙古储能市场将呈现三大发展趋势: 1. 政策转向市场化:2026年起容量补偿标准可能逐年退坡(参考新疆2025年退坡至0.128元/千瓦时),需在政策窗口期前完成项目布局。 2. 技术迭代加速:钠离子电池、液流电池等长时储能技术成本持续下降,循环寿命提升,将在市场中占据更大份额。 3. 外送基地需求激增:乌兰察布、包头等特高压外送通道节点需配套大规模储能,构网型储能技术(如铁铬液流)在高比例新能源场景中潜力巨大。

基于以上趋势,投资者可采取以下策略: 1. 抢占政策窗口期:优先在2025年6月前完成开工备案,最大化容量补偿收益。 2. 布局高能量密度/低成本技术:首选钠离子电池(低温性能优、成本低),同时关注液流电池在长时储能领域的突破。 3. 参与外送基地建设:乌兰察布、包头等电网关键节点储能项目需求明确,民企可通过技术合作或EPC模式进入。 4. 多元化收益设计:结合现货套利(蒙西7月均价超1000元/MWh)、辅助服务(调频/备用)及容量补偿,构建复合收益模型。

值得注意的是,内蒙古储能产业链正加速完善,形成了从设备制造到回收利用的全生命周期产业闭环。2024年内蒙古新增建成新型储能装机708万千瓦,同比增长246%,累计建成装机达1032万千瓦。未来随着产业链本地化率提升(2025年目标1000亿元产值),储能项目成本有望进一步降低,为投资者创造更大价值空间。

六、结语

内蒙古凭借政策创新、技术迭代与市场机制,正打造全国储能商业化标杆。对投资者而言,抢占容量补偿窗口期、布局长时储能技术、参与新能源外送基地建设,将是掘金千亿市场的关键。随着”双碳”目标推进,内蒙古新型储能市场规模将持续扩大,成为新型电力系统的核心资产。

内蒙古储能市场的发展不仅重塑了能源经济结构,更将为中国构建”风光储氢”一体化新型能源体系提供先行示范。在政策与市场的双重驱动下,内蒙古正从传统能源大区向新型储能高地转型,为全国能源绿色低碳转型提供重要支撑。

3 宁夏储能政策分析

随着大型光伏基地项目的布局并网,宁夏出现了风光比例失衡。午间新能源消纳困难,晚间高峰时段又出现电力供应紧张。储能作为优质的灵活性调节资源,具有电源和负荷的双重属性,大力发展储能符合宁夏多煤少气缺水的能源特性,也成为电力发展的刚性需求。

在外送电量方面,宁夏是全国首个外送超过内供的省级电网。宁夏所有的火电以及新能源主要集中在中部干旱带的吴中和中卫以东地区,而60%的负荷是分布在北部的银川秀山地区,所以从负荷和电源的分布来看,呈现南北逆向分布的特征。

目前宁夏新能源的总装机是3700万千瓦,新能源装机的渗透率是55%,电量的渗透率达到27%,电力的渗透率是70%,这三项指标均超过欧盟达到国际领先水平。

但是从调节资源来看,水电气电的调节资源相当匮乏,占比不足1%,目前主要依靠火电来灵活性调峰,90%以上的火电已完成了灵活性改造,火电的调峰能力已挖掘殆尽。预计在十四五末,新能源装机将超过6500万千瓦,届时的装机渗透率将超过60%,新能源装机的增速远超过负荷的增速,同时,分布式项目的占比还将进一步拉大。所以午间新能源消纳困难与晚高峰时段电力供应不足的问题将更加凸显。

在储能发展方面,宁夏的政策有以下三个特点:

一是宁夏鼓励发展大容量的独立共享储能,优先鼓励新能源富足的地区发展独立的共享储能。单站容量大是宁夏储能发展的最大特色,单站容量20万千瓦的占40%,15万千瓦的占15%,其余均是10万千瓦的。

二是明确新能源配储原则,存量新能源与增量新能源是按照同等要求配建储能,也就是装机的10%加两小时进行配置,新增的新能源项目必须与配套储能同步投运。随着《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》136号文件发布,强制配储取消。

三是制定了总量新能源配置的奖惩措施。从2023年起,未配储的存量新能源在新能源消纳困难时将予以优先弃电。在政策的指引下,约1900万千瓦的存量新能源项目,通过自建或者是容量租赁储能电站的方式满足了配储的要求,这也是推动宁夏储能规模快速增长最主要的因素。

目前宁夏的并网储能电站是32座,总规模为327万千瓦,位居全国第五。宁夏的绝大部分电网侧共享储能都是独立电站,储能和新能源的配比接近9%。2023年,宁夏新增的储能容量是196万千瓦,增幅位居全国第三。2024年一季度,宁夏完成了全国首个百兆瓦级的构网型储能电站的并网,预计2024年宁夏新增的储能容量是110万千瓦,到年底储能装机将超过400万千瓦。

从地区分布来看,宁夏的储能设施主要分布在新能源富集的南部地区。从建设类型来看,宁夏的电网侧独立储能占比达到93%,电源侧的配套组仅占7%,从技术类型来看,宁夏全部为电化学储能,主要为磷酸铁锂电池。

从投资集团来看,电网侧的独立储能主要由大型央企和国企的发电集团来投资建设。宁夏的储能一并网就可以进入电力市场交易。

2021年,宁夏出台了调峰规则,在新能源消纳困难时,由储能来充电调峰,按照充电电量进行补偿。调峰补偿的价格上限是6毛钱每度电,调试期打8折。这个是按照火电深调费用分摊的,由新能源场站按照交易时段的上网电量分摊。

宁夏还挖掘了储能电力保供的价值,当地政府出台了全国首个储能调峰的规则,即在电力供应紧张时,储能放电顶峰,按照放电电量补偿,补偿的价格按照不同时期和成本的差异,分别是每度电一块二和一块钱。储能顶峰补偿费用是由市场化用户按照顶峰交易期间的用电量进行分摊。

在实际的调度运行中,宁夏实现了火电压舱,风光优先,储能调节这个智能控制模式,保证了新能源的优先消纳。

在储能调用方面,宁夏实现了风光荷储协同控制模式,所有储能电站全部接入调度端的自动化系统,调度员可以实时监视电站的运行工况以及充放电的状态。

具体的调用策略是:在日前交易组织阶段,首先安排参与储能调峰和顶峰的储能电站报量报价,通过调度计划安全校核后,在日前进行预出清。在实施运行中,调度员根据电网的实际运行需求统一下令调用。

在新能源消纳和电力保供上,总体原则是先省内后省间,也就是说在新能源消纳困难时,首先是安排火电进行基础调峰,若仍出现消纳困难,按照发电成本最小化原则进行火电的深调和储能的调用。

目前宁夏的火电深调价格分为4档,最低价格是0.3元每千瓦时,最高价格为1块钱每千瓦时。储能的充电补偿价格调试期和非调试期分别是4毛8和6毛钱。按照申报价格由低到高来进行调动,调用以后如果仍出现新能源消纳困难时,就会通过西北跨省调峰以及省间现货等手段保障新能源消纳。

2023年,宁夏储能的综合利用小时数达到1006小时,超过西北地区平均近200个小时,最大的充放电的深度约90%,充放电量也是在西北地区领先。宁夏的储能平均利用率指数是56%,排名全国第二,高于全国平均值18个百分点。

2022年底并网的首批电网侧独立储能电站,在2023年的调用次数均超过了300次。2023年新能源消纳困难时段,储能的最大充电电力达到229万千瓦,促进了新能源电力发电屡创新高。午间新能源最大出力达到超过2000万千瓦。储能调峰提升了宁夏新能源利用率近1.3个百分点。

宁夏虽然是新能源大省,但在晚高峰时段新能源实际出力只有80万千瓦,晚高峰最大缺口达到了200万千瓦,使用储能顶峰后,最大增加的供电能力是221万千瓦,相当于7台30万的火电机组。

宁夏储能收益约60%来自辅助服务市场,国家新的价格政策执行后,储能的收益将有明显的下降。建议加快现货电力市场建设,根据供需形势适当来拉大现货价差,给予储能的一个合理的收益。第二,建议优化完善顶峰的辅助服务分摊方式,调动储能调节的积极性。第三,促进储能参与中长期的电力交易市场,弥补其辅助服务价格下降的影响,形成中长期加现货加调频,加容量租赁这样多样化的市场运营模式,促进储能的健康可持续发展。

储能电站项目收益分析

以宁夏灵武共享储能基地(300MW/600MWh)电站项目为例,是宁夏“十四五”新型储能示范项目,采用液冷磷酸铁锂电池系统,配备构网型储能变流升压一体机(PCS),支持电网调峰、调频、黑启动等功能。项目接入宁夏电网共享储能聚合平台,实现“统一调度、共享使用”。

1.项目概况

总投资8.5亿元(单位总成本1.42元/Wh),其中设备采购(58%,4.93亿元),含电芯、PCS及EMS系统(参考二期EPC中标价0.798-0.803元/Wh);基建与并网(27%,2.3亿元),包括土地平整、35kV集电线路(4回×5.5km)及智慧控制系统;生态补偿(15%,1.27亿元),主要用于荒漠植被恢复及噪声治理。

2.融资结构

股权融资:5.95亿元,由华电宁夏能源、国家电投、宁夏国投等投资主体联合出资;

债权融资:2.55亿元,假定融资利率3.8%

本文假定分两种还款模式分别测算IRR:

期末一次性还本:前9年付息,第10年偿还本金2.55亿元;

等额还本:10年等额偿付本息(年均还款3,060万元)。

二、收益构成分析

1.调峰辅助服务:宁夏调峰补偿标准为0.6元/kWh(含税),年调用次数250次,套利收入9,000万元(600MWh×250次×0.6元×90%效率);

2.容量租赁:租赁单价120元/kW·年,出租率80%(240MW/480MWh),年收入2,880万元;

3.现货市场价差套利:2025年Q1峰谷价差均值0.78元/kWh(标准差0.32元/kWh),年套利收入1,872万元。

三、成本构成分析

1.固定成本(占比65%)

设备折旧:按15年直线法计算,年折旧额5,667万元;

利息支出:年利息867万元。

2.可变成本(占比35%)

运维成本:年支出1,800万元,含液冷系统能耗(单舱制冷功耗≤30kW);

电芯更换:第12年支出3.36亿元(初始设备成本40%),含BMS升级及环保拆解;

生态补偿:年支出580万元,占比5.4%。

综上计算得,项目年运营总成本8914万元,净现金流4838万元;加回折旧后实际现金流 1.0505亿元/年

四、股权收益率(IRR)与敏感性分析

1.基准情景

期末一次性还本:税后IRR 8.3%(利息抵税效应放大收益);

等额还本:税后IRR 9.0%(年均现金流分布更优)。

2.敏感性分析

调峰补偿下调:若标准降至0.5元/kWh,IRR降至6.5%(期末还本)或7.4%(等额还本);

容量租赁率下降:出租率降至60%时,IRR降至6.8%(期末还本)或7.5%(等额还本);

4 陕西储能市场新政解析

陕西省发布了《新型储能参与电力市场交易实施方案》,旨在进一步推动储能技术进入电力市场。以下是部分核心内容:

1 储能入市机制完善

中长期交易:储能可作为电力用户或发电企业身份参与,无法履约时可通过合同转让或回购交易处理。这与欧洲国家的电力市场机制相似。

现货交易:独立储能可在集中式现货模式下,既参与中长期市场又参与现货市场。中长期合同电量按合同价格结算,偏差电量按现货市场价结算。

2 提高独立储能收益

独立储能充电时视为电力用户,充电价格执行陕西省分时电价政策。独立储能向电网送电时,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。这有助于降低储能充电费用,解决储能站和用户侧收取两次输电费用的矛盾,从而提高独立储能电站的运行收益。

3 门槛容量要求

独立储能额定功率需不低于6MW,储能容量不低于12MWh,与其他省份存在区别。

这些措施的实施,将有助于推动陕西省储能市场的健康发展,提高独立储能的参与度和收益水平。

下面根据现有政策进行独立储能电站收益的分析。

根据陕西省发展和改革委员会发布《2025年电力市场化交易有关事项的通知》结合陕西现行电力交易规则,独立储能电站(以100MW/200MWh为例)的收益主要来源于峰谷价差套利、现货市场交易、辅助服务补偿等场景。以下是具体分析:

一、核心政策依据

交易身份与机制

独立储能电站可参照 “电力用户” 或 “发电企业” 参与市场交易,既可在低谷时段充电(作为用户购电),也可在高峰时段放电(作为发电企业售电)。

政策明确 “适当拉大峰谷分时价差”,为储能通过时段电价差获利创造条件。

市场参与范围

可参与中长期分时段交易(年度、月度、月内)及现货市场交易,其中现货市场按 96 时段 / 日(每 15 分钟)出清,价格波动更能体现储能的调节价值。

支持参与绿色电力交易、辅助服务市场(如调频),获取额外收益。

二、收益构成分析

(一)峰谷价差套利(核心收益来源)

关键参数假设

储能容量:100MW/200MWh,充放电效率按 85% 计算(实际可用电量≈170MWh / 次循环)。

峰谷时段划分:参考陕西现行政策(假设峰段 8:00-22:00,谷段 22:00 - 次日 8:00),未来新政策可能进一步拉大价差(如峰谷价差≥0.7 元 /kWh)。

充放电策略:每日 1 次充放电循环(谷段充电 2 小时,峰段放电 2 小时)。

收益计算

单次循环收益:

放电电量 = 100MW × 2h = 200MWh(理论值),实际可用电量 = 200MWh × 85% = 170MWh。

若峰谷价差为0.7元 /kWh,则单次收益 = 170MWh × 0.7 元 /kWh = 11.9万元。

年收益(按350天计算):

11.9万元 / 天 × 350 天 = 4165万元。

政策影响

若陕西 2025 年新分时电价政策出台后,峰谷价差进一步扩大(如达1元 /kWh),年收益可提升至约5950万元。

(二)现货市场交易收益

机制优势

现货市场按 15 分钟时段出清,价格实时反映供需紧张程度(如夏季高峰时段电价可能飙升)。

储能可根据实时价格灵活调整充放电策略,在电价高企时放电,获取高于中长期合同的溢价。

收益估算

假设现货市场峰段电价较中长期合同溢价 20%,谷段电价折价 10%,则单次循环收益可提升:

170MWh × 0.7 元 /kWh × 20% = 2.38 万元 / 天,年收益增加约833万元。

(三)辅助服务与其他收益

调频服务

陕西现货市场配套开展调频等辅助服务交易,储能因响应速度快,可参与调频市场获取补偿(参考其他省份,调频收益约 0.1-0.2元 /kWh)。

年调频收益估算:170MWh / 天 × 0.15 元 /kWh × 350 天 ≈893 万元。

绿色电力交易

参与绿电交易可额外获取绿证收益(当前绿证价格约 50-80 元 / MWh),假设年交易绿电量 10000MWh,收益约 50-80 万元。

(四)成本与风险对冲

主要成本

度电成本:储能系统全生命周期成本约 0.3-0.4 元 /kWh(含建设、运维、充放电损耗),按 170MWh / 天计算,年成本约 1785-2380 万元。

市场风险:若峰谷价差未达预期、现货市场价格波动剧烈,可能影响收益稳定性。

政策保障

陕西鼓励新型储能参与市场,中长期合同签约比例要求(如发电侧≥90%)可保障部分稳定收益;超额获利回收机制主要针对极端情况,正常交易不受影响。

三、综合收益模型(年净收益估算)

收益类型    保守场景(价差 0.7 元 /kWh) 乐观场景(价差 1 元 /kWh)

峰谷价差套利4165 万元                    5950 万元

现货市场溢价833 万元                    1190 万元

调频及辅助服务893 万元                    893 万元

绿电交易    50 万元                         80 万元

总收益        5941 万元                    8113 万元

减:度电成本1785-2380 万元                1785-2380 万元

年净收益    3561-4156 万元                5733-6328 万元

四、结论与建议

收益潜力:在陕西 2025 年储能相关政策支持下,100MW/200MWh 独立储能电站年净收益可达 3561-6328万元,核心依赖峰谷价差扩大与现货市场灵活性。

关键策略:

密切关注陕西新分时电价政策落地,及时调整中长期合同分时价格;

提升储能系统效率(如达到 90% 以上),降低度电成本;

积极参与现货市场与辅助服务交易,通过数字化平台优化充放电策略。

风险提示:需警惕电价政策调整、市场竞争加剧(如虚拟电厂、电动汽车充电设施分流收益)等不确定性,建议通过多年期合同锁定部分收益。

5 甘肃独立储能政策研究

一、甘肃电网及能源基本情况

甘肃电网是西北电网中心及功率交换枢纽,是国家“西电东送”战略的重要送端。从区域位置看,甘肃电网“座中连四”,通过19回750千伏联络线与西北其他四省相连,承担着西北电网功率互济、服务河西千万千瓦级新能源基地和黄河上游水电送出的重要任务。

截至2024年6月底,甘肃电源总装机容量达9158.31万千瓦,其中新能源发电装机容量5699.67万千瓦,占比62.23%,占总装机容量的比重排名全国第二。甘肃新能源外送大省地位凸显。

今年上半年,甘肃消纳新能源电量281.37亿千瓦时,占全省新能源发电量的69.94%;推动富余电力外送至25个省份,跨省外送新能源电量120.94亿千瓦时,占外送电量的49.11%。

甘肃河西地区新能源装机占比82%,负荷占比32%;河东地区新能源装机占比18%,负荷占比68%。

甘肃电网波动特性明显。2023年新能源日波动平均为1094万千瓦,最大达到1651万千瓦。全年有221天新能源波动超过1000万千瓦,超过了常规机组的调节能力。

截至2024年6月底,甘肃电网已并网新型储能电站141座,主要分布在河西地区。甘肃新型储能电站装机总规模达368万千瓦/879万千瓦时,对电网的调节作用逐渐凸显。

2023年甘肃全网正式进入商运的新型储能平均利用小时数为1022小时,其中电网侧为1580小时,电源侧为900小时。河西地区电源侧储能平均利用小时数为959小时,河东地区为543小时。

二、政策目录

《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》,甘监能市场【2022】238号,甘肃能源监管办公室,2022年12月30日;

《关于甘肃省集中式新能源项目储能配置有关事项的通知》,甘发改能源【2023】469号,甘肃省发展和改革委员会,2023年8月15日;

《甘肃电力现货市场规则(征求意见稿)》,甘肃省工业和信息化厅,2024年7月1日;

《甘肃省电力中长期交易实施细则(试行)》,甘能市场【2023】161号,甘肃能源监管办公室,2023年12月27日;(市场主体包含储能,只是现阶段储能暂不参与)

说明:

甘肃省储能的命名和其他地区不太一样,甘肃省将电网侧储能根据运营模式和发挥作用分为独立储能和独立共享储能,有点类似于其他省份的电网侧储能和电源侧储能。

独立储能,是指接入电网侧,充电功率 1 万千瓦及以上、持续充电 2 小时及以上,具备独立计量和发电自动控制功能(AGC),并以独立主体身份接受电网统一调度,向电网提供各类辅助服务的储能设施。

独立共享储能,是指多个新能源场站为满足配建储能功率和充电时间要求,将新能源内部配建储能,采取集中建设方式(含自建、合建、购买),整体接入电网侧的储能设施。

三、盈利模式

1、独立储能(电网侧储能)

(1)辅助服务收益--调峰容量市场

独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易,申报和补偿标准上限暂按 300 元/(MW·日)执行;

调峰容量市场,采用“单边竞价,边际出清,分档结算”模式;

对于配置新型储能、采用热电解耦改造等国家推广先进技术的市场主体,在参与调峰容量市场时优先出清。

参与区域辅助服务市场的火电机组、储能设施,当日不享受调峰容量补偿费用

2023年独立储能调峰容量市场折合度电收益约为0.218元/千瓦时(数据来源于某会议培训内容)。

(2)辅助服务收益--调频辅助服务

调频辅助服务市场交易采用日前报价、日内出清模式。

各市场主体以 AGC 发电单元为单位,可以在电力运营机构平台申报未来一周每日 96 点调频里程报价(价格单位:元/兆瓦),报价上限暂定为 12 元/兆瓦,申报价格的最小单位是 0.1 元/兆瓦;

2023年独立储能调频收益折合度电收益约为0.412元/千瓦时(数据来源同上)。

(3)电力现货交易

放电电量为正、充电电量为负,以节点边际电价作为其该时段的结算价格,节点边际价格超过限价时按市场限价进行结算。

2023年独立储能参与现货市场充放电收益折合度电收益约为0.17元/千瓦时(数据来源同上)。

另根据兰木达电力现货测算:河西地区2024年上半年度电收益约为0.192元/千瓦时,河东地区约为0.278元/千瓦时,甘肃全网为0.234元/千瓦时;

(4)西北区域辅助服务市场

具体可参见:《西北区域电力并网运行管理实施细则》、《西北区域电力辅助服务管理实施细则》;

由于调峰容量市场中明确规定参与区域辅助服务市场的火电机组、储能设施,当日不享受调峰容量补偿费用,故在此次测算中暂不考虑;

(5)跨省电力中长期市场

具体可参见:《西北区域跨省电力中长期交易实施细则(征求意见稿)》;

由于此文正式稿尚未发布,且计算规则并不明确,因此在此次测算中,暂不考虑;

2、独立共享储能(电源侧储能)

(1)辅助服务收益--调频辅助服务收益

具体参照独立储能调频辅助服务部分

(2)电力现货交易

独立(共享)储能企业在实时市场运行中按需申报自调度计划曲线,电力调度机构对其申报的自调度计划曲线进行安全校核,校核通过后作为实时现货市场出清边界条件。

(3)容量租赁

独立共享储能将容量租赁给新能源厂站,价格由租赁双方协商约定。

3、小结

就已了解的信息来看,甘肃独立储能(电网侧储能)收益要优于独立共享储能(电源侧储能)。

四、测算案例

以甘肃省100MW/400MWh独立储能(电网侧储能)电站为例,建设周期6个月。

测算边界:

1、静态投资44000万元,单瓦造价1.1元/Wh;

2、20%资本金,80%银行借款;融资成本4.5%,融资期限15年;

3、运维人员12人,年薪10万,福利系数60%;

4、保险费取固定资产原值0.5%;

5、维修费初始比率为0.5%,运维系数逐年递增;

6、除电池以外的固定资产折旧年限20年,残值率5%;

7、电池折旧年限10年,残值率10%,第11年更换电池,更换成本0.45元/Wh;

8、充放电深度90%,充放电效率均为94%,系统衰减率首年3%,此后每年2%;

9、税率取法定税率;

10、调峰容量市场折合度电收益约为0.22元/千瓦时;

11、调频收益折合度电收益首年为0.41元/千瓦时;

12、电力现货充放电收益为0.17元/千瓦时;

13、调用次数首年330次,逐年递减,最终取值250次。

测算结果:

1、投资回收期(税后)(年)12.18

2、全投资内部收益率(税后)9.82%

3、资本金内部收益率(税后)19.47%

上述分析仅基于当前的边界条件。实际运行中,存在着调用次数、电站运维水平,现货市场的不确定性以及政策变化等因素,将直接影响项目的收益,需在实际测算中予以考虑。另附笔者参加的另外一场会议获得的数据:在参与市场后,独立储能及独立共享储能在电能量市场度电收益约0.2-0.3元/千瓦时,调频市场折合度电收益约0.3-0.4元/千瓦时,独立储能容量市场折合度电收益约0.3元/千瓦时,综合考虑电能量+容量+调频,独立储能度电收益约0.7-1.0元/千瓦时。

五、结论

甘肃省独立储能政策的制定与实施为新能源的消纳和电力系统的调节能力提供了有力保障。未来随着政策的进一步完善和技术的不断进步,甘肃省储能产业将迎来快速发展期,为新型电力系统的构建和能源转型贡献力量。

6 广东省独立储能政策与收益分析

广东省独立储能的收益模式主要依赖辅助服务(调频为主)、电能量交易(现货+中长期)、需求响应、容量补偿(待实施)及新兴市场等多元化路径。

一、核心收益来源

1、辅助服务(调频):最稳定的市场化收入。

政策依据:《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》、《第三方独立主体参与南方区域电力备用、调频辅助服务市场交易实施细则》。独立储能可报量报价参与区域调频、跨省备用等辅助服务市场,目前主要是以调频收益为主。

市场机制:独立储能通过调频容量补偿(中标容量×R2(3.56元/MW))和里程补偿(调频里程×出清价格×综合性能指标)获取收益。2024年7月,广东4家独立储能调频收益占全省25.76%,其中清城储能站单月收益达1149万元。

竞争格局:调频市场总补偿费用每月约1亿元,调频需求100万到150万千瓦。目前已远超需求。随着更多储能项目并网,竞争加剧可能导致收益下降。例如,2024年调频综合性能指标和里程补偿价格下调,储能收益空间被压缩。

2、电能量交易

政策依据:《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》、《广东省独立储能参与电能量市场交易细则》

现货市场:独立储能全电量参与现货市场,充电电量不承担输配电价和政府性基金。2024年广东现货市场峰谷价差平均为0.167元/kWh,但部分项目因高充低放导致电费亏损(如5家独立储能2024年上半年电能量市场净亏损399.6万元)

3、中长期交易:2024年底,2家独立储能成交年度双边协商交易,1家成交挂牌交易,进一步拓宽收益渠道。中长期交易可锁定部分电量价格,降低现货市场波动风险。

二、潜在收益补充

1.需求响应:政策推动下的新兴市场

政策支持:广东鼓励用户侧储能参与市场化需求响应,2025年目标削峰能力达最高负荷的5%。例如,广汽埃安储能电站通过峰谷套利和需求响应,月度收益最高达100万元。

参与方式:独立储能可通过虚拟电厂聚合资源,响应电网调度指令,获取补偿。但目前独立储能参与需求响应的具体案例和收益数据仍较少,需进一步探索。

2、容量补偿(待实施):政策明确后的稳定来源

政策进展:广东省发改委征求意见稿提出,符合条件的独立储能可获年度补偿100元/千瓦(含税),但该机制尚未正式落地。若实施,将为储能项目提供稳定收益(以100MW项目为例,年补偿约1000万元)。

实施条件:需纳入2023-2025年年度计划且在2025年底前投运,或为国家级/省级试点示范项目。

三、政策与市场环境支持

政策体系:广东已形成“1+N” 政策框架,涵盖装机目标、市场交易、补贴等。例如,《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》明确储能可参与现货、辅助服务等市场。

电力市场改革:作为全国首批现货试点省份,广东推动“中长期+现货”市场体系,为储能提供多元化交易场景。

区域需求:广东电力需求大(2023年用电量8502亿千瓦时),新能源装机占比提升(2024年风光占比23.62%),调峰压力推动储能需求。

四、总结

基于“中长期+电力现货+深度调峰+二次调频”盈利模式下测算的收益率IRR为7.09%,投资回收期10年,收益率基本能达到门槛收益。该模式下近80%的收益来自于充放价差和调峰补偿收入,受交易市场价差以及调峰调用次数影响较大,特别是中长期交易由于周期长,面临的不确定性因素多,而且更难准确预测等原因,比现货交易及短周期交易的价格风险更大,且独立储能低充高放这种典型申报曲线也更难达成成交。

基于主要参与“二次调频“盈利模式下测算的收益率IRR能达到13%以上,可见主要参与二次调频模式收益较高,高收益的前提是调用频率和中标容量能够有保障。经对调用频率和中标容量比例进行收益敏感性分析,发现将前述参数降低20%-30%幅度,仍可以取得8%以上的收益率。

南方电网大力推动新型储能示范应用与规模化发展,将发展新型储能作为提升电力系统调节能力、支撑新型电力系统建设的重要举措,以市场机制为根本依托,鼓励支持储能参与多品类市场交易,以市场机制引导储能行业健康发展。广东地区独立储能可以根据政策以及市场运行机制采取灵活多样的盈利模式与商业模式,通过参与现货交易、辅助服务、容量租赁等电力市场获取收益。从前述两种盈利模式测算收益结果来看,广东地区投建独立储能已经初具一定经济性,随着市场机制的逐渐完善,叠加储能系统成本下降预期,未来有望进一步提升独立储能项目的经济性。

7 浙江省独立储能政策和收益分析

浙江省独立储能的收益模式主要依托辅助服务(调频为主)、电能量交易(现货+中长期)、需求响应、容量补偿(已实施)及虚拟电厂聚合等多元化路径。

一、核心收益来源

1、辅助服务(调频)

市场机制:独立储能通过调频容量补偿(中标容量×出清价格)和里程补偿(调频里程×出清价格×综合性能系数)获取收益。2023年浙江调频容量出清价格多日平均为807.1元/MWh,里程出清价格为31.8元/MW,以100MW 储能项目为例,若中标容量占比20%、综合性能系数1.5,单月调频收益可达300万元以上。

•政策支持:浙江调频市场与电能量市场联合出清,引入边际替代率系数Fm,性能好、报价合理的储能项目可通过Fm提升竞争力。

2、电能量交易:峰谷价差驱动的基础收益

现货市场:浙江省通过分时电价政策持续拉大峰谷价差,为独立储能提供明确的套利空间,2025年1月最大价差达1.46元/kWh。独立储能全电量参与现货市场,充电电量不承担输配电价和政府性基金。

中长期交易:储能可通过签订年度双边协商或挂牌交易锁定部分电量价格,降低现货波动风险。2024年浙江某50MW/100MWh项目通过中长期交易锁定30%电量,年化收益提升15%。

二、政策驱动的稳定收益补充

1、容量补偿:已落地的核心保障

补偿标准:浙江省对2024年6月30日前并网的电网侧储能项目给予200元/千瓦年的容量补偿,分三年退坡(2024-2026年分别为200元、180元、170元)。以100MW项目为例,年补偿收入达2000万元,显著提升项目 IRR(全投资收益率可达8.37%)。

实施条件:需纳入省级建设计划,年利用小时数不低于600小时。2024年全省分配容量补偿资金7.15亿元,覆盖130万千瓦储能项目。

2、需求响应:高补贴的新兴市场

政策激励:浙江省2025年迎峰度夏方案中,削峰响应补贴最高达4元/千瓦时,填谷响应同步配套激励。东阳等地对参与虚拟电厂调峰的储能项目,按装机功率给予1.5元/千瓦/次补贴,单次响应成功即可获得3000元(2000千瓦项目)。

参与方式:储能可通过虚拟电厂聚合资源,响应电网调度指令。2024年夏季,浙江新型主体调峰能力突破100万千瓦,单个项目月均需求响应收益可达50万元以上。

三、政策与市场环境

政策体系:浙江已形成“容量补偿+辅助服务+需求响应”政策框架,明确储能可参与现货、调频、需求响应等市场。

电力市场改革:作为全国首批现货试点省份,浙江推动“中长期+现货”市场体系,为储能提供多元化交易场景。

四、案例

以浙江省某独立储能电站为例,建设规模100MW/200MWh进行收益测算。

2024-2025年,容量租赁+计划调峰+3年退坡财政补贴

2026年,容量租赁+3年退坡财政补贴+现货+辅助服务(电力现货市场预期进入长周期试运行,储能不再进行计划调峰)

2026年以后,租赁+现货+辅助服务(财政补贴退出)

财政补贴:前三年容量补偿费分别为:第一年2000万,第二年1800万,第三年1700万。

容量租赁:运行期内考虑通过共享储能模式,给新能源场站提供储能容量租赁服务,租赁费现行指导价格(80~100 元/kW/年),每年租赁价格保守按照100元/kW/年,出租50MW,每年租赁收入为500万。

调峰收益:计划调峰收入为自调度方式,根据浙江省最新政策,储能电站放电电价参照燃煤机组标杆上网电价415.3元/MWh,充电电价参照浙江省电力公司代理购电工商业用户电价,不收取输配电价和政府性基金。如以35千伏及以上单一制一般工商业用户代理购电价低谷电价为标准,则2024年全年平均的充电电价为0.1339元/kWh(低谷电价-输配电价-政府基金),可获得充放电价差0.2814元/kWh。

现货电能量收益:现货电量市场套利收入全年按330次充放设计,根据浙江省前几次长周期连续试运行结算数据,实时市场峰谷价差424.55元/MWh,根据浙江省日典型负荷曲线分析,平均全年按330日*1.5次=495次充放设计,峰谷价差按试运行期差价的8折考虑计算,则可获得峰谷价差0.3396元/kWh。

调频收益:根据2024年5 月~12月第六次结算试运行统计,调频容量平均出清价格为158.1元/MWh,平均调频里程出清价格为13.65元/MW。保守估计,调频容量按20MW(额定装机20%),每天中标12h,全年330天运行;首年调频里程收入按8元/MW计算,合计950万元。后续考虑到竞争,按每年5%收益最终退坡至70%,即第七年收入降至632万元。

五、总结

浙江省独立储能的收益模式调频、现货、容量补偿和需求响应是核心来源,其中容量补偿机制的落地显著提升了项目经济性。对于投资者而言,需综合评估调频收益、现货价差、政策补贴等因素,优化运营策略以提升项目经济性。未来,随着需求响应市场成熟和跨省交易开放,独立储能的收益结构将进一步多元化,为浙江省电力系统的灵活性和新能源消纳提供有力支撑。

8 江苏省独立储能政策和收益分析

一、收益来源与政策机制

1、顶峰补贴

在2025年迎峰度夏(冬)期间(1月、7-8月、12月),独立储能放电电量可获得0.3元/千瓦时的补贴,较2024年退坡40%。以100MW/200MWh项目为例,首年顶峰补贴超1,300万元,但需满足全容量调用次数不低于160次或放电时长 320小时的要求。

2、调峰补偿

迎峰期间(1月、7-8月、12月),独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电,原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时,不结算充电费用,放电上网电量价格为燃煤发电基准价。在非迎峰度夏(冬)期间(2-6月、9-11月),独立新型储能项目可根据自身需求进行充放电,原则上采取“低充高放”模式,放电电量上网价格为燃煤发电基准价,充电电量按燃煤发电基准价的60%进行结算。调峰收益稳定性较高,因政策明确保障调用次数和补偿标准。

3、调频辅助服务

调频收益包含基本补偿(2元/MW)和调用补偿(0.18元/MW・次)。以年调频里程150万MW计算,调频收入约2,700万元。江苏调频市场规则要求储能参与度高,但补偿单价低于广东、山西等省份。

二、案例

江苏镇江扬中构网型独立储能电站项目,总投资9.2亿元,其中设备采购(58%,5.34亿元),含构网型PCS、电芯及EMS系统;基建与并网(27%,2.48亿元),包括土地平整、220kV变电站扩容及智慧控制系统;生态补偿(15%,1.38亿元),主要用于邻近湿地生态修复及噪声污染治理。

收益构成

峰谷价差套利:江苏省峰谷价差均值0.92元/kWh(标准差0.35元/kWh),日均两充两放,年等效利用小时数1,200小时,套利收入1.23亿元;

辅助服务收益:调频补偿标准0.18元/MW·次(江苏能监办2025年新规),年调频里程150万MW,收入2,700万元;参与需求响应补贴8元/kW·次,年响应容量150MW,收入1,200万元。

容量租赁:租赁单价265元/kW·年,出租率50%(94MW/188MWh),年收入2,491万元。

项目年运营总成本1.0178亿元,净现金流8513万元;加回折旧后实际现金流 1.4646亿元/年,税后IRR 9.6%。

三、总结

江苏省独立储能项目在现有政策框架下具备经济性,典型项目IRR可达8%-10%,但需关注补贴退坡和市场竞争风险。未来收益提升的关键在于:

参与现货市场:利用分时电价动态调整机制(峰谷价差最高4:1),优化充放电策略;技术创新,采用高循环寿命电池(如液冷磷酸铁锂)和构网型变流器,降低度电成本;多元化收益,拓展需求响应、容量租赁与辅助服务组合收益,提高资产利用率。

总体而言,江苏独立储能在政策支持和市场机制创新下仍具投资价值,尤其在现货市场深化和技术补贴驱动下,长期收益稳定性将逐步增强。

9 山东省独立储能政策和收益分析

山东能源局称,独立储能电力现货市场交易机制,可通过电量交易、容量补偿、容量租赁方面盈利,目前还可以通过调频、爬坡辅助服务获取收益。

一、核心收益来源‌

1、容量补偿

根据《山东电力市场规则(试行)》,独立储能通过月度可用容量获得补偿,费用由电力用户分摊,实行“日结月清”。2024年起,市场化容量补偿电价从0.0991元/kWh下调至0.0705元/kWh,但示范项目在2025年前可享受双倍补偿(0.141元/kWh)

计算方式:山东省《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》规定:储能电站日发电可用容量=(储能电站核定充电容量/2)*K/24,K为储能电站日可用等效小时数,初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2小时。以100MW/200MWh项目为例,日可用容量约16.67MW,年补偿收入约3000万元(按0.0705元/kWh计算)

2、现货市场套利

独立储能参与现货交易,在电价低谷时充电、高峰时放电从而赚取电价差。《山东省电力现货市场交易规则(试行)》指出,综合市场交易价格由容量补偿费用、市场形成的电量价格构成,故充电成本中还需考虑分时段容量补偿费用。另外,新型储能参与电力市场充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加,但由系统效率导致损耗成本需考虑在内。综上,山东独立储能套利收入计算如下:

放电收入=放电电价x放电电量;充电成本=充电电价(包含充电时需要缴纳的分时段容量补偿费用,按谷段及深谷段加权计算约0.04955元/kWh)x充电电量;

损耗成本=损耗电量*(输配电价+政府性基金及附加)(山东省现行输配电价和政府性基金);

套利收入=放电收入-充电支出-损耗成本;

按照加权平均峰谷价差0.4元/kWh,系统综合效率85%、一充一放,保守估算100MW/200MWh储能电站年套利收入约为1580万元

在今年年初136号文出台之后,山东省能源局及时跟进,在4月21日印发的《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》中规定,独立储能向电网送电的,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

3、辅助服务

调频服务:独立储能可参与AGC调频市场,补偿标准为100元/兆瓦(响应指数≥93%)。但目前独立储能需在调频与电能量市场间二选一,机会成本较高。

爬坡服务:2024年启动的爬坡辅助服务市场允许独立储能提供上/下爬坡调节,补偿费用与现货市场联合出清,价格上限为1500元/兆瓦时。初期补偿收益尚不明确,但技术优势(快速响应)使其具备竞争力。

黑启动与备用:黑启动补偿为30万元/次(实际调用),备用服务收益需根据调度指令确定。

二、案例

青岛海西湾200MW/400MWh独立储能电站项目是山东省重点建设的电网侧独立储能项目,采用液冷磷酸铁锂电池技术,接入220kV变电站,配置构网型变流器(PCS)和AI交易系统,支持黑启动、调峰调频及现货市场实时报价功能。总投资7.2亿元(单位成本1.8元/Wh),其中设备采购(65%,4.68亿元),含电芯、PCS及EMS系统;基建与并网(25%,1.8亿元),包括土地平整、变电站扩容及海缆铺设;智能化改造(10%,0.72亿元)

收益分析:

1、现货市场套利:山东峰谷价差降至0.68元/kWh(标准差0.32元/kWh),日均充放电2次,年等效利用小时数774小时,套利收入6,580万元;深谷时段电价低至0.1元/kWh(占全年15%),尖峰时段达0.78元/kWh,极端价差策略贡献收入12%。

2、容量租赁:租赁单价从300元/kW·年降至252元/kW·年,出租率30%(60MW/120MWh),年收入1,512万元。

3.容量补偿、补偿标准调整为0.0705元/kWh(取消双倍奖励),年补偿收入1,128万元

期末一次性还本:税后IRR为6.5%

三、总结

山东省独立储能已形成“容量补偿+租赁+套利+辅助服务”的多元收益模式,在政策支持和市场机制完善下具备明确的经济性,未来通过“报量报价”策略提升现货套利收益,积极参与爬坡、调频等辅助服务市场,降低对单一收益的依赖,山东省独立储能可进一步提升收益稳定性和竞争力,为新型电力系统建设提供关键支撑。

10 河北省独立储能政策和收益分析

一、核心收益来源与政策机制

1、电能量交易

河北省发展和改革委员会于2024年1月27日印发的《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》。这是国内首个完全契合第三监管周期电价政策要求的独立储能电价政策,也是首个明确独立储能容量电价机制的政策文件,在独立储能市场化发展中具有里程碑意义。河北省通过分时电价机制显著扩大峰谷价差,河北南网峰谷价差已达0.6-0.7元/kWh,独立储能可在低谷时段(如夜间)充电,高峰/尖峰时段放电,利用价差直接获利。政策明确独立储能充电电量免收输配电价、系统运行费用及政府性基金附加,进一步降低度电成本,提升盈利空间。此外,河北南网现货市场已启动第十次试运行,电能量交易报价范围为0-1.2元/kWh,峰谷价差多次突破1元/kWh,未来随着现货市场成熟,套利收益潜力更大。

2、容量电价补偿

河北省建立国内首个独立储能阶段性容量电价激励机制,最高补偿标准为100元/千瓦/年,与煤电容量电价持平,覆盖河北南网300万千瓦、冀北电网270万千瓦项目。例如,10万千瓦储能电站年可额外获得1000万元容量电费,有效缓解初期投资压力。2025年政策进一步优化,容量电价有效期延长至24个月,且对2024年已退坡项目追补至100元/千瓦。但需满足以下条件:

1)容量门槛:单项目容量≥10万千瓦,持续放电时长≥2小时;

2)考核机制:年充放电次数≥330次,未达标则扣减容量电费(月内2次扣10%,3次扣50%,4次及以上扣100%)。

激励时限:2026年6月1日之前,按省级批复期限建成并网的独立储能项目通过竞争方式获得容量电费的时限为24个月(含2024年已执行容量电价激励政策的独立储能项目),自进入商业运营次月起执行。2026年6月1日至12月31日,未按省级批复期限建成并网的独立储能项目获得容量电费的有效期为24个月扣减逾期月份(不足一个月的按一个月计算)。

3、辅助服务收益

调频服务:独立储能可参与调频市场,调频里程补偿价格上限为15元/MW,按调节性能指标(如调节速率、精度、响应时间)折算后结算。调频服务需独立申报,与电能量市场出清分离。

备用服务:备用市场采用“中标容量×时间×价格”机制,价格上限不超过电能量市场限价(1.2元/kWh)。独立储能可通过提供旋转备用或非旋转备用获取收益,但目前具体细则仍待明确。

二、典型项目收益结构

100MW/200MWh项目

电能量交易:按年充放电330次、峰谷价差0.6元/kWh测算,年收益约3960万元(100MW×2小时×330次×0.6元/kWh);

容量电费:年收益约1000万元(10万千瓦×100元/千瓦・年);

辅助服务:假设调频及备用收益占比5%-10%,可额外增加收益约500万元。

三、政策与市场环境

1、河北省“十四五”新型储能规划提出,到2025年新型储能装机规模达4GW以上,其中电网侧独立储能需求达17GW,电源侧共享储能需求达5GW。2025年拟新增独立储能项目7GW,单体容量不低于100MW/200MWh,电化学类项目需在批复后9个月内开工、15个月内并网,政策强力推动项目落地。

2、现货与辅助服务融合:河北南网已建立“电能量+调频+备用”联合出清机制,独立储能可同时参与多市场套利,提升资源利用效率;

3、2024年底河北省新能源装机占比达69.7%,高比例可再生能源接入催生调峰需求,独立储能成为缓解电网阻塞、提升消纳能力的关键手段,如河北南网规划300万千瓦独立储能可在尖峰时段提供250万千瓦应急供电能力。

四、总结

河北省独立储能已形成“电能量交易+容量补偿+容量租赁+辅助服务”的多元化盈利模式,政策支持力度大、市场机制完善,具备长期投资价值。随着现货市场成熟、技术降本及容量租赁市场扩容,项目IRR有望提升至6%-8%,逐步接近传统电源投资回报水平。河北省独立储能正处于政策红利释放与市场机制完善的关键阶段,通过“政策+市场+技术”三轮驱动,未来将成为新型电力系统建设的核心支撑。

11 山西省混合储能发展及政策收益分析

主要从以下几部分:1)混合储能发展的必要性;2)山西储能政策及市场需求;3)储能电站收益估算;4)山西省储能发展现状及典型案例。

第一部分,混合储能发展的必要性。

首先是国家政策支持,最近几年国家陆续出台了一系列促进储能发展的政策。关于136号文,可以理解为通过政策引导新能源电量交易市场化,从而间接促进电力现货市场的进一步市场化,峰谷差价按市场需求会进一步拉大,从而促进储能的发展,从长远来看,这是一个利好的政策。

再是山西省政策支持。这些政策中,关于现货交易、一次调频、二次调频等政策都已实际落地。现货交易第15版、新版“双细则”,里面明确了独立储能如何参与到现货交易,一次调频和二次调频,很详细。也有关于山西省新型储能的规划,有整体规划、也有每年能源局的入库规划。

电网结构发生重大变化。截至2024年底,山西新能源装机大概5500万千瓦,占总装机的43%。按照规划,今年末达到8000万千瓦,也就是占50%,基本形成以新能源为主体的新型电力市场。山西省的用电负荷基本上维持在4000万左右,所以对调峰资源非常的紧缺。山西电网的独立结构,南电北送,新能源主要在北部,负荷在中南部地区,所以造成电网的波动性非常大,这就为电网提供优质的调峰调频的资源,混合储能非常契合这个契机。

各类新型储能的特性。其中压缩空气和液流电池比较适合调峰领域,但目前造价偏高;飞轮和超级电容适合调频,但也有造价的问题。锂离子电池发展最快,但也存在一些问题,比如说用于直接调峰,时长不足,如果直接调频,尤其是一次调频、二次调频,寿命有一定的影响。混合储能很好地结合了调峰调频的特性需求,主要包括电化学+飞轮,或者电化学+超级电容等。因技术推广、技术发展等方面原因,目前山西省主要的混合储能形式还是电化学+飞轮,未来超级电容在调频市场会有很大的优势。

第二部分,山西储能政策及市场需求。

首先是现货交易政策。22023年底,山西电力现货市场转入正式运行。2024年12月25日,山西省能监办更新了《电力现货市场交易实施细则》(V15.0)。内容也非常丰富,包括储能电站市场身份的认证、怎么参与、怎么调峰、融资租赁、报价方式等。目前独立储能参与主要是报量不报价的方式来参与,因为对测算还需要进一步提升。

结合山西省储能电站相关运行数据统计得出以下几个结论:1)现货市场的价格,从2022到2024年,日前平均现货电价逐年降低; 2)峰谷电价差逐年下降。储能参与现货交易收益逐年下降,目前实际峰谷差低于度电成本,出现了参与即亏损的情况。3) 1h峰谷差略高于2h峰谷差。时长越长峰谷差价越低,不同储能系统的度电成本低于峰谷差才会有收益。综上,造成现货电价逐年下降以及峰谷差逐年降低的主要原因是:1)新能源装机逐渐增加,出现0元电价时间段有所增加;而火电机组灵活性改造完成,深调能力有所提高,重要负荷用电习惯调整,造成1.5元高价区间时间段减小,造成日前平均现货电价逐年降低。2)结算体系不完善,上网电价按日前现货电价结算,下网按现货电价+附加,造成储能参与现货交易时峰谷差价偏低;3)独立储能的市场身份不明确。储能作为可调节性电源,应收取一定的备用容量补偿。山西省目前不仅没有容量补偿,而且电网认定储能企业为用户,向储能企业收取备用容量费;4)现货市场未完全市场化,限定1.5元的上限价格,也是现货平均价以及峰谷差价低的重要原因之一。

一次调频政策。2025年1月14日,山西能监办印发《山西电力辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则》(2025年修订版),从本月3月1日开始,山西的独立储能参与一次调频政策正式落地执行,开始结算。里面有几个重要的参数,日补偿费用=D×K结算×Y一次里程。参与的方式是报量报价的方式,通过K值排序及市场一次调频的需求来中标相应的里程。现在是按双细则,补偿价格是固定的6元/GW,日调节深度如公式计算,主要根据新能源发电量来测算,每次大概在100兆瓦左右。调节次数,根据目前运行的电站,山西现在有8-9个储能电站已经参与调节,次数有2000多次,好多情况下有3000次。K结算,也是根据K性能折算的,根据原来国家能源局的要求,山西省也对结算进行了计算,规定在2以下。现在好的储能电站能达到2,这和性能有关系,有的是1点多。曾调研多个储能电站一次调频业务,目前来看收益还是非常可观。

二次调频政策。2024年12月25日,山西省能监办更新了《山西电力二次调频辅助服务市场交易实施细则》(V15.0)的通知。日补偿费用=D×K×C,参与的方式是报价不报量。怎么中标呢?根据报价和K值的排序及市场的需求中标相应的里程。C就是报价,对下面5个时间段来报价,价格就是在5-15元之间/兆瓦。D为日调频里程,2024年以前基本上是火电配储企业参加,每日中标大概20家,调节深度需求月4万兆瓦左右。2025年开始,独立储能开始参与二次调频交易,其余由火电配储企业中标。K结算为日结算性能指标,最大为2。但在实际执行过程中,也有一些问题,这里不再细说。

其他潜在政策收益,储能还可在有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及回复服务方面获得收益,未来的应用场景非常广泛。

基于山西调频政策下的储能特性分析,哪种类型储能更适合呢?主要看核心的几个参数。(1)日调节里程。如果电化学参与,必须配置大功率储能,小功率参与,需冗余配置,否则寿命受很大影响。飞轮储能,一次调频里有个指令的时间,平均指令大概在5秒,但是因为山西现货市场的影响,每天在2分钟以上的指令,就是长时指令,也出现十多次,所以这种情况下,秒级的飞轮就不能完全满足一次调频的实际需求,不能满足所有指令,所以还是混合起来使用。(2)调节性能K,飞轮储能从理论分析,充放电的响应时间应该比电化学稍快一点,有利于K值的提升,尤其在一次调频里,价格主要是拼K值,但K值也不是说完全是储能个体的影响,它和控制策略等关系也比较大,仅靠飞轮储能也不完全满足指令需求。综合分析,还是电化学+飞轮或是将来的超级电容,更适合于山西调频政策下的储能系统的配置。

第三部分,储能电站收益估算。

这是山西储能电站收益估算,目前政策下,山西调频收益非常可观。一次调频目前参与的只有9家,随着参与的增加,收益肯定会下降,所以如果想投资,建议跑步入场,因为参与家数多以后,收益肯定会下降。另外,对于二次调频,补偿费用是5-10元/MW,如果项目前期盈利大的情况下,后期可按最低价参与竞争,还是有先建优势的。

第四部分,山西省储能发展现状及未来收益分析。

山西的规划项目比较多,目前为止并网了20个,总容量已经建成2个GW,其中已经商运9家,混合储能占2家。但是在近期开展的储能项目中,电化学+混合储能占比越来越高。

结合山西省现有储能政策及在运储能电站运行数据做如下测算,以100MW/200MWh电站为例。具体有收益方式及比例如下:

(一)现货交易收益

交易现状与问题:2023 年底山西电力现货市场正式运行,独立储能参与方式为报量不报价。但 2022 - 2024 年,日前平均现货电价逐年降低,峰谷电价差逐年下降,导致储能参与现货交易收益逐年下降,目前实际峰谷差低于度电成本,参与现货交易面临亏损。

计算方法:现货交易收益 = 参与现货市场的储能能量容量 × 现货市场加权平均峰谷价差 × 年运行天数 × 放电深度 × 单向充放电效率 - 损耗部分输配电价与政府基金及附加(资料中未明确具体损耗数值,暂未计算此项成本)。假设年运行天数为 300 天,根据资料中数据趋势及实际情况,预估当前现货市场加权平均峰谷价差为 0.2 元 /kWh(实际操作差价可能更小) 。

收益计算:参与现货市场的储能能量容量 = 200MWh × 放电深度 = 200 × 1000 × 0.9 =180000kWh。现货交易收益 = 180000 × 0.2 × 300 × 0.93(放电效率) = 9966000 元,即 996.6 万元(忽略损耗成本,实际收益可能更低甚至亏损)。

(二)一次调频收益

政策与市场情况:2025 年 1 月 14 日政策落地,独立储能可参与一次调频,按报量报价方式中标。补偿价格固定为 6 元 / GW,日调节深度每次约 100 兆瓦,调节次数较多,目前有 8 - 9 个储能电站参与调节,次数可达 2000 - 3000 次,K 结算规定在 2 以下,好的储能电站能达到 2 。

计算方法:日补偿费用 = 调节深度(D)× K 结算 × 补偿单价(6 元 / GW)× 年运行天数。调节深度(D)每次 100MW = 0.1GW,假设年运行天数 300 天,K 结算取 1.5(考虑不同储能电站性能差异,此处取中间值)。

收益计算:日补偿费用 = 0.1 × 1.5 × 6 × 300 = 270 元。年收益 = 270 × 300 = 81000 元,即 8.1 万元。若 K 结算取 2(优秀储能电站水平),年收益 = 0.1 × 2 × 6 × 300 × 300 = 108000 元,即 10.8 万元 。

(三)二次调频收益

政策与市场情况:2024 年 12 月 25 日政策更新,独立储能可参与二次调频,参与方式为报价不报量,报价范围在 5 - 15 元 / 兆瓦,D 为日调频里程,2024 年以前火电配储企业参加,每日中标大概 20 家,调节深度需求约 4 万兆瓦左右,2025 年独立储能开始参与,K 结算最大为 2 。

计算方法:日补偿费用 = 调节里程(D)× K 值 × 报价(C)× 年运行天数。假设该储能电站日调频里程中标占比 20%(参考市场竞争情况预估),即 D = 8000MW・次,K 值取 1.8(综合考虑市场平均水平),报价 C 取 8 元 / MW(处于报价范围中间值),年运行天数 300 天。

收益计算:日补偿费用 = 8000 × 1.8 × 8 =115200 元。年收益 =115200 × 300 = 34560000 元,即 3456万元。

(四)其他潜在收益(有功平衡、无功平衡、事故应急及回复服务等)

收益情况:鉴于其应用场景广泛,参考行业经验,按主收益(现货交易、一次调频、二次调频收益之和)的 5% 估算。

计算方法:其他潜在收益 =(现货交易收益 + 一次调频收益 + 二次调频收益)× 5% 。

收益计算:(996.6 + 8.1 + 3456)× 5% =223.035万元(此处现货交易收益按未考虑损耗成本计算,若考虑则其他潜在收益会相应减少)。

二、总收益分析

年度总收益:年度总收益 = 现货交易收益 + 一次调频收益 + 二次调频收益 + 其他潜在收益。将上述计算结果代入,年度总收益 = 996.6 + 8.1 + 3456 + 223.035 = 4683.735万元(现货交易收益未考虑损耗成本,实际总收益可能低于此数值)。

收益结构分析:二次调频收益在总收益中占比最大,是主要收益来源;现货交易虽目前面临亏损风险,但随着市场发展和政策完善,仍有潜力;一次调频收益相对稳定但占比较小;其他潜在收益目前占比不大,但未来随着储能应用场景拓展可能会增加。

三、风险因素分析

政策风险:现货市场结算体系不完善、独立储能市场身份不明确、容量补偿机制缺失等政策问题,可能持续影响现货交易收益;若调频政策发生变化,如补偿价格调整、参与门槛改变等,将影响调频收益。

市场风险:新能源装机持续增加,可能进一步压缩现货市场峰谷价差;随着更多储能电站参与调频服务,市场竞争加剧,调频收益可能下降。

技术风险:储能技术发展迅速,若现有储能技术在效率、寿命等方面无法持续优化,可能导致运营成本上升,影响收益。

四、结论与建议

结论:当前山西省储能电站收益主要依赖二次调频,现货交易短期内盈利困难,一次调频收益相对稳定但贡献有限。整体来看,在当前政策和市场环境下,储能电站具备一定盈利空间,但面临多种风险因素。

建议:密切关注政策动态,积极参与政策制定过程,推动现货市场政策完善,争取容量补偿等合理权益;在技术选型上,优先选择性能更优的混合储能技术(如电化学 + 飞轮),提高调频性能指标 K 值,增强市场竞争力;提前布局,在调频市场竞争加剧前占据市场份额,同时探索其他创新商业模式,如与新能源发电企业深度合作、开展容量租赁服务等,拓宽收益渠道 。



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