廣州光伏展訊：

1 新疆獨(dú)立儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)能項(xiàng)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(shí)踐成果。

一、政策驅(qū)動(dòng)下的收益構(gòu)成體系

（一）容量補(bǔ)償：政策兜底的穩(wěn)定收益

新疆發(fā)改委出臺(tái)的《新疆維吾爾自治區(qū)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)試行方案》明確，2025年獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.128元/千瓦時(shí)。這一政策為儲(chǔ)能項(xiàng)目構(gòu)建了穩(wěn)定的收益基線，有效降低投資風(fēng)險(xiǎn)。以500MW/2000MWh獨(dú)立儲(chǔ)能電站為例，按照年等效滿充滿放330次、放電深度95%計(jì)算，每年容量補(bǔ)償收益可達(dá)7987.2萬元（2000×1000×0.128×330×0.95）。該政策的實(shí)施，相當(dāng)于為儲(chǔ)能項(xiàng)目提供“基礎(chǔ)收入保障”，不僅能夠覆蓋部分運(yùn)維成本，還能吸引社會(huì)資本參與儲(chǔ)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(shí)段，獨(dú)立儲(chǔ)能電站按調(diào)度指令充放電可獲得補(bǔ)償。充電補(bǔ)償0.55元/千瓦時(shí)、放電補(bǔ)償0.25元/千瓦時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)，為儲(chǔ)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(shí)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(dòng)儲(chǔ)能電站成為電網(wǎng)“穩(wěn)定器”，通過實(shí)時(shí)響應(yīng)電力供需波動(dòng)，既提升了新能源消納能力，又實(shí)現(xiàn)了市場化盈利。

（三）分時(shí)電價(jià)：價(jià)格杠桿下的收益優(yōu)化

新疆電力部門推行峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制，高峰電價(jià)0.411899元/千瓦時(shí)、低谷電價(jià)0.017743元/千瓦時(shí)的價(jià)差，為儲(chǔ)能電站提供了套利空間。以年充放電330次、充放電效率92%計(jì)算，500MW/2000MWh電站每年可通過峰谷價(jià)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(chǔ)能電站精準(zhǔn)把握電價(jià)波動(dòng)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(shí)，實(shí)現(xiàn)自身收益最大化。

二、政策對(duì)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(xiàng)補(bǔ)貼、稅收優(yōu)惠等政策降低儲(chǔ)能建設(shè)成本。例如，對(duì)符合條件的儲(chǔ)能項(xiàng)目給予設(shè)備投資10%-15%的補(bǔ)貼，對(duì)參與示范項(xiàng)目的企業(yè)減免3年企業(yè)所得稅。結(jié)合立新能源項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，500MW/2000MWh電站建設(shè)成本約13.2億元（0.66元/Wh），政策補(bǔ)貼可使其實(shí)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(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。

（二）運(yùn)維與全生命周期成本管控

運(yùn)維成本方面，如果按0.025元/Wh標(biāo)準(zhǔn)給予運(yùn)維費(fèi)用支持，每年可為500MW/2000MWh電站補(bǔ)貼50萬元。此外，針對(duì)電池更換成本，政策鼓勵(lì)企業(yè)采用“梯次利用 + 補(bǔ)貼”模式，第8年電池更換時(shí)，0.5元/Wh的成本可通過政府補(bǔ)貼覆蓋30%-50%。這些政策降低了項(xiàng)目全生命周期成本，保障企業(yè)長期穩(wěn)定運(yùn)營。

三、政策與收益測算的動(dòng)態(tài)協(xié)同

新疆電力市場通過動(dòng)態(tài)調(diào)整政策參數(shù)，實(shí)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(jī)規(guī)模快速增長導(dǎo)致棄風(fēng)棄光率變化時(shí)，政府會(huì)相應(yīng)調(diào)整調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和參與時(shí)段；當(dāng)電力供需格局改變，分時(shí)電價(jià)價(jià)差也會(huì)隨之優(yōu)化。這種動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制確保政策始終契合市場需求，使收益測算模型更具時(shí)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(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目為例，在現(xiàn)有政策體系下，經(jīng)智慧能源經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)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(xiàng)目盈利性。未來，隨著新疆“新能源 + 儲(chǔ)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(tái)，如綠電交易補(bǔ)貼、共享儲(chǔ)能容量租賃政策等，有望進(jìn)一步拓展儲(chǔ)能收益來源，推動(dòng)產(chǎn)業(yè)向更高質(zhì)量發(fā)展。

新疆獨(dú)立儲(chǔ)能政策與收益測算的深度融合，既為儲(chǔ)能項(xiàng)目提供了清晰的盈利路徑，也為能源轉(zhuǎn)型注入了強(qiáng)勁動(dòng)力。這種“政策引導(dǎo) - 收益驅(qū)動(dòng) - 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(chǔ)能示范基地，為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)提供“新疆經(jīng)驗(yàn)” 。

2 內(nèi)蒙獨(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)能建設(shè)的通知》（內(nèi)能源電力字(2025)120號(hào)），獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站向公用電網(wǎng)的放電量執(zhí)行實(shí)質(zhì)性投產(chǎn)(以額定功率進(jìn)行3個(gè)充放電循環(huán)、連續(xù)并網(wǎng)試運(yùn)行時(shí)間不小于72小時(shí)，下同)年度的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，壓縮空氣儲(chǔ)能、液流電池儲(chǔ)能等建設(shè)周期較長的獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站，可執(zhí)行實(shí)質(zhì)性投產(chǎn)上個(gè)年度的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。2025年度獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.35元/千瓦時(shí)，2025年6月30日前不能開工的獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站項(xiàng)目不執(zhí)行2025年度補(bǔ)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(chǔ)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(gè)電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能示范項(xiàng)目——蘇左旗滿都拉10萬千瓦/40萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能電站正式并網(wǎng)，標(biāo)志著內(nèi)蒙古儲(chǔ)能商業(yè)化進(jìn)入新階段。這一項(xiàng)目通過”容量補(bǔ)償兜底+現(xiàn)貨套利彈性”的多元收益模式，實(shí)現(xiàn)了IRR超8%的投資回報(bào)率，為投資者提供了穩(wěn)定回報(bào)與市場增值空間。

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

內(nèi)蒙古儲(chǔ)能市場爆發(fā)式增長的核心驅(qū)動(dòng)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(bǔ)償機(jī)制”，對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能電站按實(shí)際放電量給予0.35元/千瓦時(shí)補(bǔ)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(diǎn)，以滿都拉項(xiàng)目為例，年放電量約1.6億度，僅此一項(xiàng)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(shí)，內(nèi)蒙古加大分時(shí)電價(jià)實(shí)施力度，適時(shí)調(diào)整峰谷電價(jià)價(jià)差至3.5:1以上，為新型儲(chǔ)能發(fā)展創(chuàng)造更大盈利空間。

蒙西地區(qū)的獨(dú)立儲(chǔ)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(diǎn)邊際電價(jià)機(jī)制，分時(shí)電價(jià)峰谷比達(dá)3.5:1，且不同季節(jié)、時(shí)段電價(jià)波動(dòng)顯著。2024年蒙西7月現(xiàn)貨均價(jià)突破1000元/MWh，價(jià)格趨勢明顯高于同為小風(fēng)季的6月。以滿都拉項(xiàng)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(bǔ)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(chǔ)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(chǔ)能占比從2023年的15%提升至35%。調(diào)頻里程補(bǔ)償按日統(tǒng)計(jì)、按月結(jié)算，計(jì)算公式為：調(diào)頻里程×性能指標(biāo)（K值）×出清價(jià)格。調(diào)頻性能指標(biāo)由調(diào)節(jié)速率（K1）、響應(yīng)時(shí)間（K2）、調(diào)節(jié)精度（K3）加權(quán)計(jì)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(bào)價(jià)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(chǔ)能參與調(diào)頻市場的門檻降低，為更多投資者提供機(jī)會(huì)。

二、項(xiàng)目標(biāo)桿：民企領(lǐng)跑，IRR超8%

內(nèi)蒙古儲(chǔ)能項(xiàng)目已形成較為成熟的商業(yè)模式，以滿都拉項(xiàng)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(bǔ)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(chǔ)能項(xiàng)目的收益敏感性分析顯示，調(diào)峰補(bǔ)償每下降0.1元/千瓦時(shí)，IRR將下降約1.8個(gè)百分點(diǎn)；容量出租率每降低20%，IRR將下降約1.5個(gè)百分點(diǎn)；電芯壽命低于5500次循環(huán)，IRR將下降約2.1個(gè)百分點(diǎn)。因此，投資者需重點(diǎn)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(bào)。

值得注意的是，內(nèi)蒙古已取消電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能劃分，所有獨(dú)立儲(chǔ)能（電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)）均享受容量補(bǔ)償。但政策明確規(guī)定，參與容量補(bǔ)償?shù)捻?xiàng)目不可同時(shí)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(jī)

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

為實(shí)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(chǔ)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(diǎn)突破鐵-鉻液流電池技術(shù)，全球首套兆瓦級(jí)鐵-鉻液流電池儲(chǔ)能示范項(xiàng)目已在通遼霍林河建成并試運(yùn)行，系統(tǒng)功率1MW，儲(chǔ)能能力6MWh。 3. 鈉離子電池：2024年進(jìn)入大儲(chǔ)商業(yè)化階段，內(nèi)蒙古鉅能正信50GWh鈉離子電池及儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)園項(xiàng)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(chǔ)能裝備產(chǎn)值將達(dá)1000億元，實(shí)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(dòng)力、內(nèi)蒙古綠能、云儲(chǔ)科技等企業(yè)被列為儲(chǔ)能裝備制造重點(diǎn)。烏海依托豐富的鉻礦資源（Cr2O3儲(chǔ)量1720萬噸）和電力優(yōu)勢，正推動(dòng)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(dú)立儲(chǔ)能+電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能+構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能”協(xié)同發(fā)展的路徑，重點(diǎn)在新能源匯集區(qū)、電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)（如包頭、烏蘭察布）及高比例新能源外送基地布局儲(chǔ)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(diǎn)：政策轉(zhuǎn)向市場化，儲(chǔ)能成“黃金資產(chǎn)”

專家分析指出，當(dāng)前內(nèi)蒙古儲(chǔ)能收益主要依賴政策兜底，但未來將轉(zhuǎn)向電力現(xiàn)貨價(jià)差擴(kuò)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(jià)放開（2025年4月國家政策要求放寬市場限價(jià)至20%-30%），峰谷價(jià)差可能翻倍至0.7-1.0元/度，儲(chǔ)能套利空間大幅提升。同時(shí)，蒙西調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)模2024年已超12億元，儲(chǔ)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(chǔ)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(shí)儲(chǔ)能場景。

對(duì)于投資者而言，搶占2025年容量補(bǔ)償窗口期（2025年6月底前開工并在年底前投產(chǎn)的項(xiàng)目補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.35元/千瓦時(shí)）、布局長時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)（4-6小時(shí)儲(chǔ)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(shí)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能），將是掘金內(nèi)蒙古千億儲(chǔ)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(chǔ)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(bǔ)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(shí)），需在政策窗口期前完成項(xiàng)目布局。 2. 技術(shù)迭代加速：鈉離子電池、液流電池等長時(shí)儲(chǔ)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(diǎn)需配套大規(guī)模儲(chǔ)能，構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)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(bǔ)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(shí)關(guān)注液流電池在長時(shí)儲(chǔ)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(diǎn)儲(chǔ)能項(xiàng)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(jì)：結(jié)合現(xiàn)貨套利（蒙西7月均價(jià)超1000元/MWh）、輔助服務(wù)（調(diào)頻/備用）及容量補(bǔ)償，構(gòu)建復(fù)合收益模型。

值得注意的是，內(nèi)蒙古儲(chǔ)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(chǔ)能裝機(jī)708萬千瓦，同比增長246%，累計(jì)建成裝機(jī)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(chǔ)能項(xiàng)目成本有望進(jìn)一步降低，為投資者創(chuàng)造更大價(jià)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(jī)制，正打造全國儲(chǔ)能商業(yè)化標(biāo)桿。對(duì)投資者而言，搶占容量補(bǔ)償窗口期、布局長時(shí)儲(chǔ)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(chǔ)能市場規(guī)模將持續(xù)擴(kuò)大，成為新型電力系統(tǒng)的核心資產(chǎn)。

內(nèi)蒙古儲(chǔ)能市場的發(fā)展不僅重塑了能源經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)，更將為中國構(gòu)建”風(fēng)光儲(chǔ)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(dòng)下，內(nèi)蒙古正從傳統(tǒng)能源大區(qū)向新型儲(chǔ)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(chǔ)能政策分析

隨著大型光伏基地項(xiàng)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(shí)段又出現(xiàn)電力供應(yīng)緊張。儲(chǔ)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(chǔ)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(gè)外送超過內(nèi)供的省級(jí)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(jī)是3700萬千瓦，新能源裝機(jī)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(xiàng)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(jì)在十四五末，新能源裝機(jī)將超過6500萬千瓦，屆時(shí)的裝機(jī)滲透率將超過60%，新能源裝機(jī)的增速遠(yuǎn)超過負(fù)荷的增速，同時(shí)，分布式項(xiàng)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(shí)段電力供應(yīng)不足的問題將更加凸顯。

在儲(chǔ)能發(fā)展方面，寧夏的政策有以下三個(gè)特點(diǎn)：

一是寧夏鼓勵(lì)發(fā)展大容量的獨(dú)立共享儲(chǔ)能，優(yōu)先鼓勵(lì)新能源富足的地區(qū)發(fā)展獨(dú)立的共享儲(chǔ)能。單站容量大是寧夏儲(chǔ)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(chǔ)原則，存量新能源與增量新能源是按照同等要求配建儲(chǔ)能，也就是裝機(jī)的10%加兩小時(shí)進(jìn)行配置，新增的新能源項(xiàng)目必須與配套儲(chǔ)能同步投運(yùn)。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(jià)市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》136號(hào)文件發(fā)布，強(qiáng)制配儲(chǔ)取消。

三是制定了總量新能源配置的獎(jiǎng)懲措施。從2023年起，未配儲(chǔ)的存量新能源在新能源消納困難時(shí)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(xiàng)目，通過自建或者是容量租賃儲(chǔ)能電站的方式滿足了配儲(chǔ)的要求，這也是推動(dòng)寧夏儲(chǔ)能規(guī)模快速增長最主要的因素。

目前寧夏的并網(wǎng)儲(chǔ)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(chǔ)能都是獨(dú)立電站，儲(chǔ)能和新能源的配比接近9%。2023年，寧夏新增的儲(chǔ)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(gè)百兆瓦級(jí)的構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能電站的并網(wǎng)，預(yù)計(jì)2024年寧夏新增的儲(chǔ)能容量是110萬千瓦，到年底儲(chǔ)能裝機(jī)將超過400萬千瓦。

從地區(qū)分布來看，寧夏的儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)能，主要為磷酸鐵鋰電池。

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

2021年，寧夏出臺(tái)了調(diào)峰規(guī)則，在新能源消納困難時(shí)，由儲(chǔ)能來充電調(diào)峰，按照充電電量進(jìn)行補(bǔ)償。調(diào)峰補(bǔ)償?shù)膬r(jià)格上限是6毛錢每度電，調(diào)試期打8折。這個(gè)是按照火電深調(diào)費(fèi)用分?jǐn)偟模尚履茉磮稣景凑战灰讜r(shí)段的上網(wǎng)電量分?jǐn)偂?/span>

寧夏還挖掘了儲(chǔ)能電力保供的價(jià)值，當(dāng)?shù)卣雠_(tái)了全國首個(gè)儲(chǔ)能調(diào)峰的規(guī)則，即在電力供應(yīng)緊張時(shí)，儲(chǔ)能放電頂峰，按照放電電量補(bǔ)償，補(bǔ)償?shù)膬r(jià)格按照不同時(shí)期和成本的差異，分別是每度電一塊二和一塊錢。儲(chǔ)能頂峰補(bǔ)償費(fèi)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(shí)際的調(diào)度運(yùn)行中，寧夏實(shí)現(xiàn)了火電壓艙，風(fēng)光優(yōu)先，儲(chǔ)能調(diào)節(jié)這個(gè)智能控制模式，保證了新能源的優(yōu)先消納。

在儲(chǔ)能調(diào)用方面，寧夏實(shí)現(xiàn)了風(fēng)光荷儲(chǔ)協(xié)同控制模式，所有儲(chǔ)能電站全部接入調(diào)度端的自動(dòng)化系統(tǒng)，調(diào)度員可以實(shí)時(shí)監(jiān)視電站的運(yùn)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(chǔ)能調(diào)峰和頂峰的儲(chǔ)能電站報(bào)量報(bào)價(jià)，通過調(diào)度計(jì)劃安全校核后，在日前進(jìn)行預(yù)出清。在實(shí)施運(yùn)行中，調(diào)度員根據(jù)電網(wǎng)的實(shí)際運(yùn)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(shí)，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(chǔ)能的調(diào)用。

目前寧夏的火電深調(diào)價(jià)格分為4檔，最低價(jià)格是0.3元每千瓦時(shí)，最高價(jià)格為1塊錢每千瓦時(shí)。儲(chǔ)能的充電補(bǔ)償價(jià)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(bào)價(jià)格由低到高來進(jìn)行調(diào)動(dòng)，調(diào)用以后如果仍出現(xiàn)新能源消納困難時(shí)，就會(huì)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(chǔ)能的綜合利用小時(shí)數(shù)達(dá)到1006小時(shí)，超過西北地區(qū)平均近200個(gè)小時(shí)，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(chǔ)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(gè)百分點(diǎn)。

2022年底并網(wǎng)的首批電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)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(shí)段，儲(chǔ)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(chǔ)能調(diào)峰提升了寧夏新能源利用率近1.3個(gè)百分點(diǎn)。

寧夏雖然是新能源大省，但在晚高峰時(shí)段新能源實(shí)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(chǔ)能頂峰后，最大增加的供電能力是221萬千瓦，相當(dāng)于7臺(tái)30萬的火電機(jī)組。

寧夏儲(chǔ)能收益約60%來自輔助服務(wù)市場，國家新的價(jià)格政策執(zhí)行后，儲(chǔ)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(jià)差，給予儲(chǔ)能的一個(gè)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(dòng)儲(chǔ)能調(diào)節(jié)的積極性。第三，促進(jìn)儲(chǔ)能參與中長期的電力交易市場，彌補(bǔ)其輔助服務(wù)價(jià)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(yùn)營模式，促進(jìn)儲(chǔ)能的健康可持續(xù)發(fā)展。

儲(chǔ)能電站項(xiàng)目收益分析

以寧夏靈武共享儲(chǔ)能基地（300MW/600MWh）電站項(xiàng)目為例，是寧夏“十四五”新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目，采用液冷磷酸鐵鋰電池系統(tǒng)，配備構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能變流升壓一體機(jī)（PCS），支持電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動(dòng)等功能。項(xiàng)目接入寧夏電網(wǎng)共享儲(chǔ)能聚合平臺(tái)，實(shí)現(xiàn)“統(tǒng)一調(diào)度、共享使用”。

1.項(xiàng)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(jià)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(bǔ)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(bǔ)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(jià)120元/kW·年，出租率80%（240MW/480MWh），年收入2,880萬元；

3.現(xiàn)貨市場價(jià)差套利：2025年Q1峰谷價(jià)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(jì)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(yùn)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(jí)及環(huán)保拆解；

生態(tài)補(bǔ)償：年支出580萬元，占比5.4%。

綜上計(jì)算得，項(xiàng)目年運(yùn)營總成本8914萬元，凈現(xiàn)金流4838萬元；加回折舊后實(shí)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(bǔ)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(shí)，IRR降至6.8%（期末還本）或7.5%（等額還本）；

4 陜西儲(chǔ)能市場新政解析

陜西省發(fā)布了《新型儲(chǔ)能參與電力市場交易實(shí)施方案》，旨在進(jìn)一步推動(dòng)儲(chǔ)能技術(shù)進(jìn)入電力市場。以下是部分核心內(nèi)容：

1 儲(chǔ)能入市機(jī)制完善

中長期交易：儲(chǔ)能可作為電力用戶或發(fā)電企業(yè)身份參與，無法履約時(shí)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(jī)制相似。

現(xiàn)貨交易：獨(dú)立儲(chǔ)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(jià)格結(jié)算，偏差電量按現(xiàn)貨市場價(jià)結(jié)算。

2 提高獨(dú)立儲(chǔ)能收益

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

3 門檻容量要求

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

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

下面根據(jù)現(xiàn)有政策進(jìn)行獨(dú)立儲(chǔ)能電站收益的分析。

根據(jù)陜西省發(fā)展和改革委員會(huì)發(fā)布《2025年電力市場化交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》結(jié)合陜西現(xiàn)行電力交易規(guī)則，獨(dú)立儲(chǔ)能電站（以100MW/200MWh為例）的收益主要來源于峰谷價(jià)差套利、現(xiàn)貨市場交易、輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)葓鼍啊Ｒ韵率蔷唧w分析：

一、核心政策依據(jù)

交易身份與機(jī)制

獨(dú)立儲(chǔ)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(shí)段充電（作為用戶購電），也可在高峰時(shí)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(shí)價(jià)差”，為儲(chǔ)能通過時(shí)段電價(jià)差獲利創(chuàng)造條件。

市場參與范圍

可參與中長期分時(shí)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(shí)段 / 日（每 15 分鐘）出清，價(jià)格波動(dòng)更能體現(xiàn)儲(chǔ)能的調(diào)節(jié)價(jià)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(jià)差套利（核心收益來源）

關(guān)鍵參數(shù)假設(shè)

儲(chǔ)能容量：100MW/200MWh，充放電效率按 85% 計(jì)算（實(shí)際可用電量≈170MWh / 次循環(huán)）。

峰谷時(shí)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(jià)差（如峰谷價(jià)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(shí)，峰段放電 2 小時(shí)）。

收益計(jì)算

單次循環(huán)收益：

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

若峰谷價(jià)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(jì)算）：

11.9萬元 / 天 × 350 天 = 4165萬元。

政策影響

若陜西 2025 年新分時(shí)電價(jià)政策出臺(tái)后，峰谷價(jià)差進(jìn)一步擴(kuò)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(jī)制優(yōu)勢

現(xiàn)貨市場按 15 分鐘時(shí)段出清，價(jià)格實(shí)時(shí)反映供需緊張程度（如夏季高峰時(shí)段電價(jià)可能飆升）。

儲(chǔ)能可根據(jù)實(shí)時(shí)價(jià)格靈活調(diào)整充放電策略，在電價(jià)高企時(shí)放電，獲取高于中長期合同的溢價(jià)。

收益估算

假設(shè)現(xiàn)貨市場峰段電價(jià)較中長期合同溢價(jià) 20%，谷段電價(jià)折價(jià) 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(chǔ)能因響應(yīng)速度快，可參與調(diào)頻市場獲取補(bǔ)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(jià)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(xiǎn)對(duì)沖

主要成本

度電成本：儲(chǔ)能系統(tǒng)全生命周期成本約 0.3-0.4 元 /kWh（含建設(shè)、運(yùn)維、充放電損耗），按 170MWh / 天計(jì)算，年成本約 1785-2380 萬元。

市場風(fēng)險(xiǎn)：若峰谷價(jià)差未達(dá)預(yù)期、現(xiàn)貨市場價(jià)格波動(dòng)劇烈，可能影響收益穩(wěn)定性。

政策保障

陜西鼓勵(lì)新型儲(chǔ)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(jī)制主要針對(duì)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(jià)差 0.7 元 /kWh） 樂觀場景（價(jià)差 1 元 /kWh）

峰谷價(jià)差套利4165 萬元                    5950 萬元

現(xiàn)貨市場溢價(jià)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(chǔ)能相關(guān)政策支持下，100MW/200MWh 獨(dú)立儲(chǔ)能電站年凈收益可達(dá) 3561-6328萬元，核心依賴峰谷價(jià)差擴(kuò)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(shí)電價(jià)政策落地，及時(shí)調(diào)整中長期合同分時(shí)價(jià)格；

提升儲(chǔ)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(tái)優(yōu)化充放電策略。

風(fēng)險(xiǎn)提示：需警惕電價(jià)政策調(diào)整、市場競爭加劇（如虛擬電廠、電動(dòng)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(dú)立儲(chǔ)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(jì)、服務(wù)河西千萬千瓦級(jí)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(jī)容量達(dá)9158.31萬千瓦，其中新能源發(fā)電裝機(jī)容量5699.67萬千瓦，占比62.23%，占總裝機(jī)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(shí)，占全省新能源發(fā)電量的69.94%；推動(dòng)富余電力外送至25個(gè)省份，跨省外送新能源電量120.94億千瓦時(shí)，占外送電量的49.11%。

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

甘肅電網(wǎng)波動(dòng)特性明顯。2023年新能源日波動(dòng)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(dòng)超過1000萬千瓦，超過了常規(guī)機(jī)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(chǔ)能電站141座，主要分布在河西地區(qū)。甘肅新型儲(chǔ)能電站裝機(jī)總規(guī)模達(dá)368萬千瓦/879萬千瓦時(shí)，對(duì)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(yùn)的新型儲(chǔ)能平均利用小時(shí)數(shù)為1022小時(shí)，其中電網(wǎng)側(cè)為1580小時(shí)，電源側(cè)為900小時(shí)。河西地區(qū)電源側(cè)儲(chǔ)能平均利用小時(shí)數(shù)為959小時(shí)，河?xùn)|地區(qū)為543小時(shí)。

二、政策目錄

《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則（試行）》，甘監(jiān)能市場【2022】238號(hào)，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(xiàng)目儲(chǔ)能配置有關(guān)事項(xiàng)的通知》，甘發(fā)改能源【2023】469號(hào)，甘肅省發(fā)展和改革委員會(huì)，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(shí)施細(xì)則（試行）》，甘能市場【2023】161號(hào)，甘肅能源監(jiān)管辦公室，2023年12月27日；（市場主體包含儲(chǔ)能，只是現(xiàn)階段儲(chǔ)能暫不參與）

說明：

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

獨(dú)立儲(chǔ)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(shí)及以上，具備獨(dú)立計(jì)量和發(fā)電自動(dòng)控制功能（AGC），并以獨(dú)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(chǔ)能設(shè)施。

獨(dú)立共享儲(chǔ)能，是指多個(gè)新能源場站為滿足配建儲(chǔ)能功率和充電時(shí)間要求，將新能源內(nèi)部配建儲(chǔ)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(chǔ)能設(shè)施。

三、盈利模式

1、獨(dú)立儲(chǔ)能（電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能）

（1）輔助服務(wù)收益--調(diào)峰容量市場

獨(dú)立儲(chǔ)能按其額定容量參與調(diào)峰容量市場交易，申報(bào)和補(bǔ)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(jià)，邊際出清，分檔結(jié)算”模式；

對(duì)于配置新型儲(chǔ)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(shí)優(yōu)先出清。

參與區(qū)域輔助服務(wù)市場的火電機(jī)組、儲(chǔ)能設(shè)施，當(dāng)日不享受調(diào)峰容量補(bǔ)償費(fèi)用

2023年獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)峰容量市場折合度電收益約為0.218元/千瓦時(shí)（數(shù)據(jù)來源于某會(huì)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(bào)價(jià)、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(yùn)營機(jī)構(gòu)平臺(tái)申報(bào)未來一周每日 96 點(diǎn)調(diào)頻里程報(bào)價(jià)（價(jià)格單位：元/兆瓦），報(bào)價(jià)上限暫定為 12 元/兆瓦，申報(bào)價(jià)格的最小單位是 0.1 元/兆瓦；

2023年獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)頻收益折合度電收益約為0.412元/千瓦時(shí)（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(diǎn)邊際電價(jià)作為其該時(shí)段的結(jié)算價(jià)格，節(jié)點(diǎn)邊際價(jià)格超過限價(jià)時(shí)按市場限價(jià)進(jìn)行結(jié)算。

2023年獨(dú)立儲(chǔ)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(shí)（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(shí)，河?xùn)|地區(qū)約為0.278元/千瓦時(shí)，甘肅全網(wǎng)為0.234元/千瓦時(shí)；

（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(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》、《西北區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實(shí)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(jī)組、儲(chǔ)能設(shè)施，當(dāng)日不享受調(diào)峰容量補(bǔ)償費(fèi)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(shí)施細(xì)則(征求意見稿)》；

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

2、獨(dú)立共享儲(chǔ)能（電源側(cè)儲(chǔ)能）

（1）輔助服務(wù)收益--調(diào)頻輔助服務(wù)收益

具體參照獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)頻輔助服務(wù)部分

（2）電力現(xiàn)貨交易

獨(dú)立（共享）儲(chǔ)能企業(yè)在實(shí)時(shí)市場運(yùn)行中按需申報(bào)自調(diào)度計(jì)劃曲線，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)對(duì)其申報(bào)的自調(diào)度計(jì)劃曲線進(jìn)行安全校核，校核通過后作為實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場出清邊界條件。

（3）容量租賃

獨(dú)立共享儲(chǔ)能將容量租賃給新能源廠站，價(jià)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(dú)立儲(chǔ)能（電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能）收益要優(yōu)于獨(dú)立共享儲(chǔ)能（電源側(cè)儲(chǔ)能）。

四、測算案例

以甘肅省100MW/400MWh獨(dú)立儲(chǔ)能（電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能）電站為例，建設(shè)周期6個(gè)月。

測算邊界：

1、靜態(tài)投資44000萬元，單瓦造價(jià)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(yùn)維人員12人，年薪10萬，福利系數(shù)60%；

4、保險(xiǎn)費(fèi)取固定資產(chǎn)原值0.5%；

5、維修費(fèi)初始比率為0.5%，運(yùn)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(shí)；

11、調(diào)頻收益折合度電收益首年為0.41元/千瓦時(shí)；

12、電力現(xiàn)貨充放電收益為0.17元/千瓦時(shí)；

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(shí)際運(yùn)行中，存在著調(diào)用次數(shù)、電站運(yùn)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(xiàng)目的收益，需在實(shí)際測算中予以考慮。另附筆者參加的另外一場會(huì)議獲得的數(shù)據(jù)：在參與市場后，獨(dú)立儲(chǔ)能及獨(dú)立共享儲(chǔ)能在電能量市場度電收益約0.2-0.3元/千瓦時(shí)，調(diào)頻市場折合度電收益約0.3-0.4元/千瓦時(shí)，獨(dú)立儲(chǔ)能容量市場折合度電收益約0.3元/千瓦時(shí)，綜合考慮電能量+容量+調(diào)頻,獨(dú)立儲(chǔ)能度電收益約0.7-1.0元/千瓦時(shí)。

五、結(jié)論

甘肅省獨(dú)立儲(chǔ)能政策的制定與實(shí)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(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能政策與收益分析

廣東省獨(dú)立儲(chǔ)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(bǔ)償（待實(shí)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(chǔ)能參與電力市場交易實(shí)施方案》、《第三方獨(dú)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(shí)施細(xì)則》。獨(dú)立儲(chǔ)能可報(bào)量報(bào)價(jià)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(jī)制：獨(dú)立儲(chǔ)能通過調(diào)頻容量補(bǔ)償（中標(biāo)容量×R2(3.56元/MW)）和里程補(bǔ)償（調(diào)頻里程×出清價(jià)格×綜合性能指標(biāo)）獲取收益。2024年7月，廣東4家獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)頻收益占全省25.76%，其中清城儲(chǔ)能站單月收益達(dá)1149萬元。

競爭格局：調(diào)頻市場總補(bǔ)償費(fèi)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(chǔ)能項(xiàng)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(bǔ)償價(jià)格下調(diào)，儲(chǔ)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(chǔ)能參與電力市場交易實(shí)施方案》、《廣東省獨(dú)立儲(chǔ)能參與電能量市場交易細(xì)則》

現(xiàn)貨市場：獨(dú)立儲(chǔ)能全電量參與現(xiàn)貨市場，充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金。2024年廣東現(xiàn)貨市場峰谷價(jià)差平均為0.167元/kWh，但部分項(xiàng)目因高充低放導(dǎo)致電費(fèi)虧損（如5家獨(dú)立儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)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(jià)格，降低現(xiàn)貨市場波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。

二、潛在收益補(bǔ)充

1.需求響應(yīng)：政策推動(dòng)下的新興市場

政策支持：廣東鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)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(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)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(bǔ)償。但目前獨(dú)立儲(chǔ)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(bǔ)償（待實(shí)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(dú)立儲(chǔ)能可獲年度補(bǔ)償100元/千瓦（含稅），但該機(jī)制尚未正式落地。若實(shí)施，將為儲(chǔ)能項(xiàng)目提供穩(wěn)定收益（以100MW項(xiàng)目為例，年補(bǔ)償約1000萬元）。

實(shí)施條件：需納入2023-2025年年度計(jì)劃且在2025年底前投運(yùn)，或?yàn)閲壹?jí)/省級(jí)試點(diǎn)示范項(xiàng)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(jī)目標(biāo)、市場交易、補(bǔ)貼等。例如，《廣東省新型儲(chǔ)能參與電力市場交易實(shí)施方案》明確儲(chǔ)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(diǎn)省份，廣東推動(dòng)“中長期+現(xiàn)貨”市場體系，為儲(chǔ)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(shí)），新能源裝機(jī)占比提升（2024年風(fēng)光占比23.62%），調(diào)峰壓力推動(dòng)儲(chǔ)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(jià)差和調(diào)峰補(bǔ)償收入，受交易市場價(jià)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(jià)格風(fēng)險(xiǎn)更大，且獨(dú)立儲(chǔ)能低充高放這種典型申報(bào)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(duì)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(dòng)新型儲(chǔ)能示范應(yīng)用與規(guī)模化發(fā)展，將發(fā)展新型儲(chǔ)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(jī)制為根本依托，鼓勵(lì)支持儲(chǔ)能參與多品類市場交易，以市場機(jī)制引導(dǎo)儲(chǔ)能行業(yè)健康發(fā)展。廣東地區(qū)獨(dú)立儲(chǔ)能可以根據(jù)政策以及市場運(yùn)行機(jī)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(dú)立儲(chǔ)能已經(jīng)初具一定經(jīng)濟(jì)性，隨著市場機(jī)制的逐漸完善，疊加儲(chǔ)能系統(tǒng)成本下降預(yù)期，未來有望進(jìn)一步提升獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。

7 浙江省獨(dú)立儲(chǔ)能政策和收益分析

浙江省獨(dú)立儲(chǔ)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(bǔ)償（已實(shí)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(jī)制：獨(dú)立儲(chǔ)能通過調(diào)頻容量補(bǔ)償（中標(biāo)容量×出清價(jià)格）和里程補(bǔ)償（調(diào)頻里程×出清價(jià)格×綜合性能系數(shù)）獲取收益。2023年浙江調(diào)頻容量出清價(jià)格多日平均為807.1元/MWh，里程出清價(jià)格為31.8元/MW，以100MW 儲(chǔ)能項(xiàng)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(bào)價(jià)合理的儲(chǔ)能項(xiàng)目可通過Fm提升競爭力。

2、電能量交易：峰谷價(jià)差驅(qū)動(dòng)的基礎(chǔ)收益

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

中長期交易：儲(chǔ)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(jià)格，降低現(xiàn)貨波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。2024年浙江某50MW/100MWh項(xiàng)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(dòng)的穩(wěn)定收益補(bǔ)充

1、容量補(bǔ)償：已落地的核心保障

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

實(shí)施條件：需納入省級(jí)建設(shè)計(jì)劃，年利用小時(shí)數(shù)不低于600小時(shí)。2024年全省分配容量補(bǔ)償資金7.15億元，覆蓋130萬千瓦儲(chǔ)能項(xiàng)目。

2、需求響應(yīng)：高補(bǔ)貼的新興市場

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

參與方式：儲(chǔ)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(gè)項(xiàng)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(bǔ)償+輔助服務(wù)+需求響應(yīng)”政策框架，明確儲(chǔ)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(diǎn)省份，浙江推動(dòng)“中長期+現(xiàn)貨”市場體系，為儲(chǔ)能提供多元化交易場景。

四、案例

以浙江省某獨(dú)立儲(chǔ)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(jì)劃調(diào)峰+3年退坡財(cái)政補(bǔ)貼

2026年，容量租賃+3年退坡財(cái)政補(bǔ)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(yùn)行，儲(chǔ)能不再進(jìn)行計(jì)劃調(diào)峰）

2026年以后，租賃+現(xiàn)貨+輔助服務(wù)（財(cái)政補(bǔ)貼退出）

財(cái)政補(bǔ)貼：前三年容量補(bǔ)償費(fèi)分別為：第一年2000萬，第二年1800萬，第三年1700萬。

容量租賃：運(yùn)行期內(nèi)考慮通過共享儲(chǔ)能模式，給新能源場站提供儲(chǔ)能容量租賃服務(wù)，租賃費(fèi)現(xiàn)行指導(dǎo)價(jià)格(80~100 元/kW/年)，每年租賃價(jià)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(jì)劃調(diào)峰收入為自調(diào)度方式，根據(jù)浙江省最新政策，儲(chǔ)能電站放電電價(jià)參照燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)415.3元/MWh，充電電價(jià)參照浙江省電力公司代理購電工商業(yè)用戶電價(jià)，不收取輸配電價(jià)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(jià)低谷電價(jià)為標(biāo)準(zhǔn)，則2024年全年平均的充電電價(jià)為0.1339元/kWh（低谷電價(jià)-輸配電價(jià)-政府基金），可獲得充放電價(jià)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(jì)，根據(jù)浙江省前幾次長周期連續(xù)試運(yùn)行結(jié)算數(shù)據(jù)，實(shí)時(shí)市場峰谷價(jià)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(jì)，峰谷價(jià)差按試運(yùn)行期差價(jià)的8折考慮計(jì)算，則可獲得峰谷價(jià)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(yùn)行統(tǒng)計(jì)，調(diào)頻容量平均出清價(jià)格為158.1元/MWh，平均調(diào)頻里程出清價(jià)格為13.65元/MW。保守估計(jì)，調(diào)頻容量按20MW（額定裝機(jī)20%），每天中標(biāo)12h，全年330天運(yùn)行；首年調(diào)頻里程收入按8元/MW計(jì)算，合計(jì)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(dú)立儲(chǔ)能的收益模式調(diào)頻、現(xiàn)貨、容量補(bǔ)償和需求響應(yīng)是核心來源，其中容量補(bǔ)償機(jī)制的落地顯著提升了項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。對(duì)于投資者而言，需綜合評(píng)估調(diào)頻收益、現(xiàn)貨價(jià)差、政策補(bǔ)貼等因素，優(yōu)化運(yùn)營策略以提升項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。未來，隨著需求響應(yīng)市場成熟和跨省交易開放，獨(dú)立儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能政策和收益分析

一、收益來源與政策機(jī)制

1、頂峰補(bǔ)貼

在2025年迎峰度夏（冬）期間（1月、7-8月、12月），獨(dú)立儲(chǔ)能放電電量可獲得0.3元/千瓦時(shí)的補(bǔ)貼，較2024年退坡40%。以100MW/200MWh項(xiàng)目為例，首年頂峰補(bǔ)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(shí)長 320小時(shí)的要求。

2、調(diào)峰補(bǔ)償

迎峰期間（1月、7-8月、12月），獨(dú)立新型儲(chǔ)能項(xiàng)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(shí)長不低于320小時(shí)，不結(jié)算充電費(fèi)用，放電上網(wǎng)電量價(jià)格為燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)。在非迎峰度夏（冬）期間（2-6月、9-11月），獨(dú)立新型儲(chǔ)能項(xiàng)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(jià)格為燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)，充電電量按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)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(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。

3、調(diào)頻輔助服務(wù)

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

二、案例

江蘇鎮(zhèn)江揚(yáng)中構(gòu)網(wǎng)型獨(dú)立儲(chǔ)能電站項(xiàng)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(kuò)容及智慧控制系統(tǒng)；生態(tài)補(bǔ)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(jià)差套利：江蘇省峰谷價(jià)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(shí)數(shù)1,200小時(shí)，套利收入1.23億元；

輔助服務(wù)收益：調(diào)頻補(bǔ)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(bǔ)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(jià)265元/kW·年，出租率50%（94MW/188MWh），年收入2,491萬元。

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

三、總結(jié)

江蘇省獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目在現(xiàn)有政策框架下具備經(jīng)濟(jì)性，典型項(xiàng)目IRR可達(dá)8%-10%，但需關(guān)注補(bǔ)貼退坡和市場競爭風(fēng)險(xiǎn)。未來收益提升的關(guān)鍵在于：

參與現(xiàn)貨市場：利用分時(shí)電價(jià)動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制（峰谷價(jià)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(dú)立儲(chǔ)能在政策支持和市場機(jī)制創(chuàng)新下仍具投資價(jià)值，尤其在現(xiàn)貨市場深化和技術(shù)補(bǔ)貼驅(qū)動(dòng)下，長期收益穩(wěn)定性將逐步增強(qiáng)。

9 山東省獨(dú)立儲(chǔ)能政策和收益分析

山東能源局稱，獨(dú)立儲(chǔ)能電力現(xiàn)貨市場交易機(jī)制，可通過電量交易、容量補(bǔ)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(bǔ)償

根據(jù)《山東電力市場規(guī)則（試行）》，獨(dú)立儲(chǔ)能通過月度可用容量獲得補(bǔ)償，費(fèi)用由電力用戶分?jǐn)偅瑢?shí)行“日結(jié)月清”。2024年起，市場化容量補(bǔ)償電價(jià)從0.0991元/kWh下調(diào)至0.0705元/kWh，但示范項(xiàng)目在2025年前可享受雙倍補(bǔ)償（0.141元/kWh）

計(jì)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(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的補(bǔ)充通知》規(guī)定：儲(chǔ)能電站日發(fā)電可用容量=（儲(chǔ)能電站核定充電容量/2）*K/24，K為儲(chǔ)能電站日可用等效小時(shí)數(shù)，初期電化學(xué)儲(chǔ)能電站日可用等效小時(shí)數(shù)暫定為2小時(shí)。以100MW/200MWh項(xiàng)目為例，日可用容量約16.67MW，年補(bǔ)償收入約3000萬元（按0.0705元/kWh計(jì)算）

2、現(xiàn)貨市場套利

獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨交易，在電價(jià)低谷時(shí)充電、高峰時(shí)放電從而賺取電價(jià)差。《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》指出，綜合市場交易價(jià)格由容量補(bǔ)償費(fèi)用、市場形成的電量價(jià)格構(gòu)成，故充電成本中還需考慮分時(shí)段容量補(bǔ)償費(fèi)用。另外，新型儲(chǔ)能參與電力市場充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)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(dú)立儲(chǔ)能套利收入計(jì)算如下：

放電收入=放電電價(jià)x放電電量；充電成本=充電電價(jià)（包含充電時(shí)需要繳納的分時(shí)段容量補(bǔ)償費(fèi)用，按谷段及深谷段加權(quán)計(jì)算約0.04955元/kWh）x充電電量；

損耗成本=損耗電量*(輸配電價(jià)+政府性基金及附加）(山東省現(xiàn)行輸配電價(jià)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(jià)差0.4元/kWh，系統(tǒng)綜合效率85%、一充一放，保守估算100MW/200MWh儲(chǔ)能電站年套利收入約為1580萬元

在今年年初136號(hào)文出臺(tái)之后，山東省能源局及時(shí)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(dòng)方案》中規(guī)定，獨(dú)立儲(chǔ)能向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加。

3、輔助服務(wù)

調(diào)頻服務(wù)：獨(dú)立儲(chǔ)能可參與AGC調(diào)頻市場，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為100元/兆瓦（響應(yīng)指數(shù)≥93%）。但目前獨(dú)立儲(chǔ)能需在調(diào)頻與電能量市場間二選一，機(jī)會(huì)成本較高。

爬坡服務(wù)：2024年啟動(dòng)的爬坡輔助服務(wù)市場允許獨(dú)立儲(chǔ)能提供上/下爬坡調(diào)節(jié)，補(bǔ)償費(fèi)用與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清，價(jià)格上限為1500元/兆瓦時(shí)。初期補(bǔ)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(dòng)與備用：黑啟動(dòng)補(bǔ)償為30萬元/次（實(shí)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(dú)立儲(chǔ)能電站項(xiàng)目是山東省重點(diǎn)建設(shè)的電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)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(dòng)、調(diào)峰調(diào)頻及現(xiàn)貨市場實(shí)時(shí)報(bào)價(jià)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(kuò)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(jià)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(shí)數(shù)774小時(shí)，套利收入6,580萬元；深谷時(shí)段電價(jià)低至0.1元/kWh（占全年15%），尖峰時(shí)段達(dá)0.78元/kWh，極端價(jià)差策略貢獻(xiàn)收入12%。

2、容量租賃：租賃單價(jià)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(bǔ)償、補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整為0.0705元/kWh（取消雙倍獎(jiǎng)勵(lì)），年補(bǔ)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(dú)立儲(chǔ)能已形成“容量補(bǔ)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(jī)制完善下具備明確的經(jīng)濟(jì)性，未來通過“報(bào)量報(bào)價(jià)”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(duì)單一收益的依賴，山東省獨(dú)立儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能政策和收益分析

一、核心收益來源與政策機(jī)制

1、電能量交易

河北省發(fā)展和改革委員會(huì)于2024年1月27日印發(fā)的《關(guān)于制定支持獨(dú)立儲(chǔ)能發(fā)展先行先試電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》。這是國內(nèi)首個(gè)完全契合第三監(jiān)管周期電價(jià)政策要求的獨(dú)立儲(chǔ)能電價(jià)政策，也是首個(gè)明確獨(dú)立儲(chǔ)能容量電價(jià)機(jī)制的政策文件，在獨(dú)立儲(chǔ)能市場化發(fā)展中具有里程碑意義。河北省通過分時(shí)電價(jià)機(jī)制顯著擴(kuò)大峰谷價(jià)差，河北南網(wǎng)峰谷價(jià)差已達(dá)0.6-0.7元/kWh，獨(dú)立儲(chǔ)能可在低谷時(shí)段（如夜間）充電，高峰/尖峰時(shí)段放電，利用價(jià)差直接獲利。政策明確獨(dú)立儲(chǔ)能充電電量免收輸配電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)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(dòng)第十次試運(yùn)行，電能量交易報(bào)價(jià)范圍為0-1.2元/kWh，峰谷價(jià)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(jià)補(bǔ)償

河北省建立國內(nèi)首個(gè)獨(dú)立儲(chǔ)能階段性容量電價(jià)激勵(lì)機(jī)制，最高補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為100元/千瓦/年，與煤電容量電價(jià)持平，覆蓋河北南網(wǎng)300萬千瓦、冀北電網(wǎng)270萬千瓦項(xiàng)目。例如，10萬千瓦儲(chǔ)能電站年可額外獲得1000萬元容量電費(fèi)，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(jià)有效期延長至24個(gè)月，且對(duì)2024年已退坡項(xiàng)目追補(bǔ)至100元/千瓦。但需滿足以下條件：

1）容量門檻：單項(xiàng)目容量≥10萬千瓦，持續(xù)放電時(shí)長≥2小時(shí)；

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

激勵(lì)時(shí)限：2026年6月1日之前，按省級(jí)批復(fù)期限建成并網(wǎng)的獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目通過競爭方式獲得容量電費(fèi)的時(shí)限為24個(gè)月(含2024年已執(zhí)行容量電價(jià)激勵(lì)政策的獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目)，自進(jìn)入商業(yè)運(yùn)營次月起執(zhí)行。2026年6月1日至12月31日，未按省級(jí)批復(fù)期限建成并網(wǎng)的獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目獲得容量電費(fèi)的有效期為24個(gè)月扣減逾期月份(不足一個(gè)月的按一個(gè)月計(jì)算)。

3、輔助服務(wù)收益

調(diào)頻服務(wù)：獨(dú)立儲(chǔ)能可參與調(diào)頻市場，調(diào)頻里程補(bǔ)償價(jià)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(shí)間）折算后結(jié)算。調(diào)頻服務(wù)需獨(dú)立申報(bào)，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(jià)格”機(jī)制，價(jià)格上限不超過電能量市場限價(jià)（1.2元/kWh）。獨(dú)立儲(chǔ)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(xiàng)目收益結(jié)構(gòu)

100MW/200MWh項(xiàng)目

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

容量電費(fèi)：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(chǔ)能規(guī)劃提出，到2025年新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模達(dá)4GW以上，其中電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能需求達(dá)17GW，電源側(cè)共享儲(chǔ)能需求達(dá)5GW。2025年擬新增獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目7GW，單體容量不低于100MW/200MWh，電化學(xué)類項(xiàng)目需在批復(fù)后9個(gè)月內(nèi)開工、15個(gè)月內(nèi)并網(wǎng)，政策強(qiáng)力推動(dòng)項(xiàng)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(jī)制，獨(dú)立儲(chǔ)能可同時(shí)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(jī)占比達(dá)69.7%，高比例可再生能源接入催生調(diào)峰需求，獨(dú)立儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能可在尖峰時(shí)段提供250萬千瓦應(yīng)急供電能力。

四、總結(jié)

河北省獨(dú)立儲(chǔ)能已形成“電能量交易+容量補(bǔ)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(jī)制完善，具備長期投資價(jià)值。隨著現(xiàn)貨市場成熟、技術(shù)降本及容量租賃市場擴(kuò)容，項(xiàng)目IRR有望提升至6%-8%，逐步接近傳統(tǒng)電源投資回報(bào)水平。河北省獨(dú)立儲(chǔ)能正處于政策紅利釋放與市場機(jī)制完善的關(guān)鍵階段，通過“政策+市場+技術(shù)”三輪驅(qū)動(dòng)，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(chǔ)能發(fā)展及政策收益分析

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

第一部分，混合儲(chǔ)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(tái)了一系列促進(jìn)儲(chǔ)能發(fā)展的政策。關(guān)于136號(hào)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(jià)按市場需求會(huì)進(jìn)一步拉大，從而促進(jìn)儲(chǔ)能的發(fā)展，從長遠(yuǎn)來看，這是一個(gè)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(shí)際落地。現(xiàn)貨交易第15版、新版“雙細(xì)則”，里面明確了獨(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)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(jī)大概5500萬千瓦，占總裝機(jī)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(duì)調(diào)峰資源非常的緊缺。山西電網(wǎng)的獨(dú)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(dòng)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(chǔ)能非常契合這個(gè)契機(jī)。

各類新型儲(chǔ)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(jià)偏高；飛輪和超級(jí)電容適合調(diào)頻，但也有造價(jià)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(shí)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。混合儲(chǔ)能很好地結(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(jí)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(chǔ)能形式還是電化學(xué)+飛輪，未來超級(jí)電容在調(diào)頻市場會(huì)有很大的優(yōu)勢。

第二部分，山西儲(chǔ)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(yùn)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(shí)施細(xì)則》（V15.0）。內(nèi)容也非常豐富，包括儲(chǔ)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(bào)價(jià)方式等。目前獨(dú)立儲(chǔ)能參與主要是報(bào)量不報(bào)價(jià)的方式來參與，因?yàn)閷?duì)測算還需要進(jìn)一步提升。

結(jié)合山西省儲(chǔ)能電站相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)得出以下幾個(gè)結(jié)論：1)現(xiàn)貨市場的價(jià)格，從2022到2024年，日前平均現(xiàn)貨電價(jià)逐年降低； 2）峰谷電價(jià)差逐年下降。儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨交易收益逐年下降，目前實(shí)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(shí)長越長峰谷差價(jià)越低，不同儲(chǔ)能系統(tǒng)的度電成本低于峰谷差才會(huì)有收益。綜上，造成現(xiàn)貨電價(jià)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(jī)逐漸增加，出現(xiàn)0元電價(jià)時(shí)間段有所增加；而火電機(jī)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(jià)區(qū)間時(shí)間段減小，造成日前平均現(xiàn)貨電價(jià)逐年降低。2）結(jié)算體系不完善，上網(wǎng)電價(jià)按日前現(xiàn)貨電價(jià)結(jié)算，下網(wǎng)按現(xiàn)貨電價(jià)+附加，造成儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨交易時(shí)峰谷差價(jià)偏低；3）獨(dú)立儲(chǔ)能的市場身份不明確。儲(chǔ)能作為可調(diào)節(jié)性電源，應(yīng)收取一定的備用容量補(bǔ)償。山西省目前不僅沒有容量補(bǔ)償，而且電網(wǎng)認(rèn)定儲(chǔ)能企業(yè)為用戶，向儲(chǔ)能企業(yè)收取備用容量費(fèi)；4）現(xiàn)貨市場未完全市場化，限定1.5元的上限價(jià)格，也是現(xiàn)貨平均價(jià)以及峰谷差價(jià)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(shí)施細(xì)則和并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》（2025年修訂版），從本月3月1日開始，山西的獨(dú)立儲(chǔ)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(gè)重要的參數(shù)，日補(bǔ)償費(fèi)用=D×K結(jié)算×Y一次里程。參與的方式是報(bào)量報(bào)價(jià)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。現(xiàn)在是按雙細(xì)則，補(bǔ)償價(jià)格是固定的6元/GW，日調(diào)節(jié)深度如公式計(jì)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(yùn)行的電站，山西現(xiàn)在有8-9個(gè)儲(chǔ)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(duì)結(jié)算進(jìn)行了計(jì)算，規(guī)定在2以下。現(xiàn)在好的儲(chǔ)能電站能達(dá)到2，這和性能有關(guān)系，有的是1點(diǎn)多。曾調(diào)研多個(gè)儲(chǔ)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(shí)施細(xì)則》（V15.0）的通知。日補(bǔ)償費(fèi)用=D×K×C，參與的方式是報(bào)價(jià)不報(bào)量。怎么中標(biāo)呢？根據(jù)報(bào)價(jià)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(bào)價(jià)，對(duì)下面5個(gè)時(shí)間段來報(bào)價(jià)，價(jià)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(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能開始參與二次調(diào)頻交易，其余由火電配儲(chǔ)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(shí)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(chǔ)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(chǔ)能特性分析，哪種類型儲(chǔ)能更適合呢？主要看核心的幾個(gè)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(chǔ)能，小功率參與，需冗余配置，否則壽命受很大影響。飛輪儲(chǔ)能，一次調(diào)頻里有個(gè)指令的時(shí)間，平均指令大概在5秒，但是因?yàn)樯轿鳜F(xiàn)貨市場的影響，每天在2分鐘以上的指令，就是長時(shí)指令，也出現(xiàn)十多次，所以這種情況下，秒級(jí)的飛輪就不能完全滿足一次調(diào)頻的實(shí)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(chǔ)能從理論分析，充放電的響應(yīng)時(shí)間應(yīng)該比電化學(xué)稍快一點(diǎn)，有利于K值的提升，尤其在一次調(diào)頻里，價(jià)格主要是拼K值，但K值也不是說完全是儲(chǔ)能個(gè)體的影響，它和控制策略等關(guān)系也比較大，僅靠飛輪儲(chǔ)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(jí)電容，更適合于山西調(diào)頻政策下的儲(chǔ)能系統(tǒng)的配置。

第三部分，儲(chǔ)能電站收益估算。

這是山西儲(chǔ)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(huì)下降，所以如果想投資，建議跑步入場，因?yàn)閰⑴c家數(shù)多以后，收益肯定會(huì)下降。另外，對(duì)于二次調(diào)頻，補(bǔ)償費(fèi)用是5-10元/MW，如果項(xiàng)目前期盈利大的情況下，后期可按最低價(jià)參與競爭，還是有先建優(yōu)勢的。

第四部分，山西省儲(chǔ)能發(fā)展現(xiàn)狀及未來收益分析。

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

結(jié)合山西省現(xiàn)有儲(chǔ)能政策及在運(yùn)儲(chǔ)能電站運(yùn)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(yùn)行，獨(dú)立儲(chǔ)能參與方式為報(bào)量不報(bào)價(jià)。但 2022 - 2024 年，日前平均現(xiàn)貨電價(jià)逐年降低，峰谷電價(jià)差逐年下降，導(dǎo)致儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨交易收益逐年下降，目前實(shí)際峰谷差低于度電成本，參與現(xiàn)貨交易面臨虧損。

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

收益計(jì)算：參與現(xiàn)貨市場的儲(chǔ)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(shí)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(dú)立儲(chǔ)能可參與一次調(diào)頻，按報(bào)量報(bào)價(jià)方式中標(biāo)。補(bǔ)償價(jià)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(gè)儲(chǔ)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(chǔ)能電站能達(dá)到 2 。

計(jì)算方法：日補(bǔ)償費(fèi)用 = 調(diào)節(jié)深度（D）× K 結(jié)算 × 補(bǔ)償單價(jià)（6 元 / GW）× 年運(yùn)行天數(shù)。調(diào)節(jié)深度（D）每次 100MW = 0.1GW，假設(shè)年運(yùn)行天數(shù) 300 天，K 結(jié)算取 1.5（考慮不同儲(chǔ)能電站性能差異，此處取中間值）。

收益計(jì)算：日補(bǔ)償費(fèi)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(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能可參與二次調(diào)頻，參與方式為報(bào)價(jià)不報(bào)量，報(bào)價(jià)范圍在 5 - 15 元 / 兆瓦，D 為日調(diào)頻里程，2024 年以前火電配儲(chǔ)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(dú)立儲(chǔ)能開始參與，K 結(jié)算最大為 2 。

計(jì)算方法：日補(bǔ)償費(fèi)用 = 調(diào)節(jié)里程（D）× K 值 × 報(bào)價(jià)（C）× 年運(yùn)行天數(shù)。假設(shè)該儲(chǔ)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(bào)價(jià) C 取 8 元 / MW（處于報(bào)價(jià)范圍中間值），年運(yùn)行天數(shù) 300 天。

收益計(jì)算：日補(bǔ)償費(fèi)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(yàn)，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(jì)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(jì)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(jì)算，若考慮則其他潛在收益會(huì)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(jì)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(shí)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(xiǎn)，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(duì)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(chǔ)能應(yīng)用場景拓展可能會(huì)增加。

三、風(fēng)險(xiǎn)因素分析

政策風(fēng)險(xiǎn)：現(xiàn)貨市場結(jié)算體系不完善、獨(dú)立儲(chǔ)能市場身份不明確、容量補(bǔ)償機(jī)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(bǔ)償價(jià)格調(diào)整、參與門檻改變等，將影響調(diào)頻收益。

市場風(fēng)險(xiǎn)：新能源裝機(jī)持續(xù)增加，可能進(jìn)一步壓縮現(xiàn)貨市場峰谷價(jià)差；隨著更多儲(chǔ)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(xiǎn)：儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展迅速，若現(xiàn)有儲(chǔ)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(yùn)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(chǔ)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(duì)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(chǔ)能電站具備一定盈利空間，但面臨多種風(fēng)險(xiǎn)因素。

建議：密切關(guān)注政策動(dòng)態(tài)，積極參與政策制定過程，推動(dòng)現(xiàn)貨市場政策完善，爭取容量補(bǔ)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(chǔ)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(qiáng)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(shí)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 。