独立储能（电化学）电站投资机会研究分析报告 2024

研究分析报告中能建（北京）能源研究院有限公司2024年4月·北京一、全国独立储能政策形势 2（一）研究背景 2（二）政策梳理 2（三）发展形势 5二、独立储能市场发展现状 6（一）电站装机情况 6（二）电站运行情况 9（三）电站可靠性情况 （四）配储潜力分析 11三、独立储能商业模式分析 （一）容量租赁模式 （二）峰谷价差模式 （三）辅助服务模式 （四）政策性补助 四、独立储能投资收益研究 （一）公司新能源及储能情况 （二）典型省份投资收益分析 （三）投资分析总结 五、投资风险分析及应对策略 （一）投资风险分析 （二）投资应对策略 361.储能相关政策（国家级） 2.储能相关政策（省市级） 40一、全国独立储能政策形势（一）研究背景加快构建以新能源为主体的新型电力系统，是助力实现“双碳”目标的关键支撑。截至2023年底，全国风光总装机容量突破10亿千瓦，占全国总装机36%，新能源大规模高比例发展，给电力系统的安全稳定高效运行带来极大挑战。新型储能作为电力系统中的优质灵活性调节资源，兼具电源和负荷的双重属性，具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，新型电力系统赋予了新型储能重要的战略地位。储能电站通过“低充高放”实现电能量移峰填谷、向电网提供调峰调频辅助服务等方式，实现电能量在时间和空间上的灵活调节，促进新能源电力的消纳利用，保障电网的安全稳定运行。随着全国统一电力市场体系加快建设，电力现货市场和辅助服务市场建设初见成效，为储能市场化发展提供了基本条件。2023年储能市场爆发，政策支持、资本竞争推动储能产业规模快速增长，在火热的市场背后，投资储能电站风险与机遇并存。在此背景下，投资公司研究院重点针对具有规模效应和资源整合优势的独立储能电站，对其政策形势、发展现状、商业模式及投资收益进行了分析，并对独立储能电站投资开发的风险点提出应对策略，为独立储能项目的投资开发布局提供借鉴和参考。（二）政策梳理近年来，国家及地方政府密集出台了一系列支持储能产业发展的利好政策。其中，对储能发展起到关键作用的主要政策梳理如下：（发改能源规〔2021〕1051号提出了2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标；明确新型储能独立市场主体地位，因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。培育多元竞争的市场主体，引导用户侧可调负荷资源、储能等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。改能源[2022]209号文件明确到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。到2030年，新型储能全面市场化发展。方案明确拓展新型储能商业模式，探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。加快落实储能电站容量电价机制、用户侧尖峰电价机制等，切实推动新型储能向市场化迈进。2022年6月，《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号），明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，坚持以市场化方式为主优化储能调度运行。鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。2023年6月，正式发布《新型电力系统发展蓝皮书》，制定2023-2060年新型电力系统“三步走”发展路径，提出加强储能规模化布局应用体系建设，统筹推进源网荷各侧新型储能多应用场景快速发展。重点依托系统友好型“新能源+储能”电站、基地化新能源开发外送等模式合理布局电源侧新型储能，加速推进新能源可靠替代。充分结合系统需求及技术经济性，统筹布局电网侧独立储能及电网功能替代性储能，保障电力可靠供应。2023年10月，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号），明确了推动现货市场转正式运行，通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式参与电力市场。现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导。2023年11月，发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》，通知中明确以市场化方式促进新型储能调用，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。国家相关部门推动新型储能发展配套政策机制完善，加快储能相关电力市场化机制建设，优化新型储能发展的商业环境及盈利模式。在国家和各地区政策的大力扶持下，新型储能迎来重大发展机遇期。（三）发展形势2024年3月5日，国务院总理李强在第代表大会第二次会议上，作《政府工作报告》，指出加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。我国首次将“发展新型储能”写进政府工作报告。随着新能源装机规模快速增长，电力系统对各类调节性资源需求迅速增长，新型储能呈现出强劲的发展势头，项目加速落地，装机爆发增长。截至2023年底，累计投运电化学储能电站25GW，2023年新增装机18GW，功率规模同比增长超200%；目前，在建电化学储能电站装机超20GW。在火热的市场背后，新型储能项目的盈利能力备受关注。山东、宁夏、甘肃、新疆、安徽、河南、冀北、广东等各地在探索建立有利于独立储能发展的市场机制，包括储能项目的投资回报机制、电力市场的接入机制、辅助服务市场的参与机制等，力求通过合理的定价体系和市场规则，保障储能行业的可持续发展。随着我国电力市场化交易和各地区储能费用回收机制的不断完善，容量租赁模式、辅助服务、现货价差等新场景收益模式的不断推广应用，将有效提高储能的使用效率，疏通储能项目盈利渠道，未来独立储能市场广阔、长期前景向好。二、独立储能市场发展现状（一）电站装机情况1.装机规模近年储能电站装机呈现快速上涨态势，近三年平均装机以两倍以上速度增长。截止2023年底，全国累计投运电化学储能装机容量为25GW，总能量50GWh，约占全国发电装机容量的0.86%；2023年新增投运电化学储能装机18GW，约占全国新能源新增装机容量的6.08%。从分布区域来看，近年投入运行的储能电站分布于全国大部分省市，主要集中在西北、华北、东南省份，排名前五的山东、内蒙古、宁夏、湖南、甘肃五个省份,是2023年新增储能装机最多的省份，其储能总装机容量13.2GW、总能量26.5GWh，装机和总能量均占全国储能总量的50%以上。从投运的储能应用场景看，电源侧储能装机容量达到占电源侧储能装机容量90%以上。电网侧储能装机容量达到12.0GW，占比48%，主要是电化学独立储能11.4GW，占比超过94%。用户侧储能装机相对有限，总装机约为0.5GW，占比仅为1.2%。按照储能类型划分，目前市场上已经投入运营的电化学储能电站以锂电池为主，占据市场份额接近95%以上。（二）电站运行情况用户侧储能装机容量整体较小，但是相较于电网侧和发电侧储能，储能设备利用率明显较高。2023年用户侧储能平均每日运行小时数达到14.3小时，年运行5203小时，年等效充放电317次。发电侧新能源配储每日运行2.2小时，年运行797h，年等效充放电104次左右。电网侧独立储能平均每日运行小时数2.6小时，年运行953小时，等效充放电172在2023年，电化学储能电站平均充电3680GWh，放电3195GWh，电站充放电量的效率达到了86%以上。随着储能电站充放电使用年限的增加，其年转换效率也在逐步衰减，下表统计了不同使用年限和容量下，储能电站每年使用效率变化情况。限率量量量量数(次）（三）电站可靠性情况从储能电站安全利用和可靠性角度分析，近年储能电站运行情况整体平稳。全年平均计划停机769次，非计划停机1030次，占比50%以上，其中由于电池、PSC、BMS等主要设备问题导致非计划停机是主要停机因素。按照不同停机因素统计，不同设备导致停机时长差异较其他系统集成故障造成的停机时长也高达52小时以上。（四）配储潜力分析从已投运的电力总装机容量对比看，2023年全国储能装机排名前十的省份中，宁夏、湖南要求新能源全部配置储能，山东等省份要求新增集中式风电、光伏发电项目，按照不低从储能装机容量与新能源装机容量的配比来看，湖南、贵州储能装机已超过新能源装机容量的10%，储能市场相对饱和，投资开发机会较少，而广东、新疆、内蒙古、安徽、山东、湖北等地区储能装机仍有需求。/万千瓦（4）/万千瓦古总体而言，2023年储能电站装机呈现快速上涨态势，新型储能项目加速落地，新增装机总量实现了历史性的突破，各方投资开发储能的积极性高，预期在未来几年内将继续保持强劲的发展势头。（部分数据来源：中电联国家电化学储能电站安全三、独立储能商业模式分析我国目标到2025年新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模产业发展条件，目前新型储能电站主要有以下几种主要商业应用模式：（一）容量租赁模式容量租赁是指储能电站建设企业将储能电站的容量租赁给需要配建储能的新能源场站，每年收取租赁费用获益。共享储能主要由第三方投资建设，通过电网公司对储能资源的优化配置，变“一储一场”为“一储多场”，提高储能的使用次数，提高储能项目收益率。多地新能源配储成为强制性要求，而新能源企业通过向储能电站企业每年支付容量租赁费用，“以租代投”，不仅能够完成储能配套强制指标要求，还能有效解决新建储能配套项目投资决策困难。全国多地发布了容量租赁指导价，价格在200-400元/千瓦/年之间，目前全国多数区域的容量租赁费用普遍位于100-200元/千瓦/年左右。租赁市场与当地新能源装机（需求）以及储能装机（供应）紧密关联，需要准确把握区域内电力装机发展规划，合理评估租赁市场供需情况。（二）峰谷价差模式新型储能电站可以作为独立市场主体参与电力市场，通过现货价差获利，在电价低谷时期(用电负荷低谷)买入电能量并对电池充电，在电价高峰时段(用电负荷高峰)放电并售出电量，获取充放电价差利润。峰谷价差套利模式下储能企业需要根据市场价格来制定充放电策略。目前储能采用现货市场峰谷价差套利模式的代表省份是山东省，电力现货市场自从2021年12月起连续营运，有较为成熟的电力市场交易运营机制。根据山东省电力现货市场运行数据来看，峰谷价差范围在0.1至1元/千瓦时不等，2023年平均价差为0.262元/千瓦时，选择参与电力市场交易进行峰谷价差套利的新型储能企业，需要根据市场风险采取灵活的竞价和充放电运营策略，确保价差收益最大化。（三）辅助服务模式辅助服务市场模式是指储能电站作为独立辅助服务提供商，参与辅助服务市场交易并获取相应补偿费用的盈利模式。电力辅助服务的主要交易品种包括：调频、调峰、旋转备用、黑启动等，目前在电网侧的电力辅助服务市场主要是调峰和调频两种交易。新型储能系统相比传统调频手段有着明显技术和经济优势，首先，大规模电池储能系统响应速度快，目前主流锂电池系统有功功率调整速度可以达到毫秒级响应，短时功率调整能力强，能够改变调节方向（增加或减少功率），可作为独立的或者配合传统机组联合调频的有效手段。其次，新型储能系统在参与电网调频的过程中，仅耗费少量电能量即可完成调频指令，能够节传统省电力系统的建设投资和燃料消耗费用，更经济的满足系统运行的调频需求。有研究表明，新型储能系统相较于传统电源，调频速度是燃气机组的2.5倍，是煤电机组的25倍。各省近年以来都陆续出台了有利于新型储能参与辅助市场的政策，参与辅助服务越多获取补贴越大。参与调频辅助服务的发电企业通常按照调频里程接受补偿，广东省调频辅助服务补偿申报价格上限为15元/MW，山东省电力现货市场文件中规定参与调频辅助服务的发电企业和独立储能电厂的补偿费用申报价格上限为12元/MW。各地区因电力装机规模和补贴系数不同，还有电力辅助服务市场竞价和调度的情况差异，都会影响最终调频费用结算的不同，需要结合各地方特点分析各区域实际调频收益情况。2．调峰新型储能系统参与电网侧深度调峰辅助服务的基本原理是在可再生能源消纳困难时段充电（调峰），在负荷高峰时期放电获取补贴收益。近年各地区陆续都出台了对独立储能参与辅助调峰的补偿标准，广东调峰交易上限价格为0.792元/千瓦时，甘肃、青海为0.5元/千瓦时，山东为0.15元/千（四）政策性补助在国家发改委、国家能源局发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中，明确要推动独立储能参加电力市场化交易，鼓励签订顶峰时段和低谷时段市场合约，并且强调了独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，该政策实施后将进一步减少了储能企业充电成本，提升了充放电价差收各地方为了推广新型储能电站的应用，也陆续出台了地方政策性补偿、布局示范项目、给予电价激励等政策，通过以项目吸引产业配套落地，积极推动当地储能发展。补贴激励措施主要有容量补贴和电量补贴两种，电量补贴是针对新型储能电站放电时向电网提供电能量的一种额外补贴，不同的区域补贴政策差别较大。发电侧容量补贴是综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素对发电企业的装机容量进行的一种直接补偿。储能在充电时，作为用户交纳容量电价；而在放电时，作为发电主体获得容量补，因此独立的储能电站作为一种电源，也同样可以享受容量补偿。根据山东省发改委《关于贯彻发改价格〔2023〕1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知》（鲁发改价格〔2023〕1022号山东省2024年1月起对用户侧收取的容量补偿电价为0.0705元/千瓦时，此项费用直接向发电企业或独立储能电站补贴。容量电费补偿是山东储能项目的重要收益之一。总体而言，在政策驱动和市场需求双重作用下，储能产业正进入商业模式创新和市场扩容阶段，各大投资主体也在通过不断优化容量租赁、辅助服务、现货价差等商业模式来提升储能资产的经济效益，促进新型储能产业的健康发展和大规模应用。四、独立储能投资收益研究（一）公司新能源及储能情况略（二）典型省份投资收益分析目前，各地区因政策和电力市场运行差异，独立储能电站有不同的商业模式，本报告主要针对现货市场且要求新建非现货市场要求所有项目配储（宁夏）、非现货市场要求新建项目配储（新疆、河南、冀北）等典型区域开展了调研，分析独立储能电站的商业模式及经济性。1．测算条件说明山东、山西、宁夏、河南以建设规模为100MW/200MWh的电网侧独立储能电站为研究对象，项目静态投资为2.4亿元（单位静态投资1.2元/千瓦）；新疆、冀北以建设规模为100MW/400MWh的电网侧独立储能电站为研究对象，项目静态投资为4.0亿元（单位静态投资1.0元/千瓦）。项目建设总工期为12个月，项目运营期20年，在运营期第10年年末更换全部电芯，电芯成本按照0.3元/Wh估算，追加一次性运营投资费用。项目流动资金按30元/千瓦估算，本项目资金来源20%为自有资金，80%采用银行贷款。银行贷款偿还期为15年，宽限期为1，宽限期后每年按贷款等额还本付息，年贷款利率为3.50%。本项目发电总成本费用包括折旧费、修理费、工资及福利费、保险费、材料费、摊销费、利息支出和其他费用等。项目折旧年限分别计列，其中电芯折旧年限为10年，残值率取5%，除电芯外其他附属设施，折旧年限取20年，残值为5%。运行费用按498万元/年计列。根据山东省《关于贯彻发改价格〔2023〕1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知》和《山东省电力辅助服务管理实施细则（2023年修订版）》等相关支持性政策文件要求和市场实际调研，收益主要包含租赁、现货、调频、容量补偿四种模式。独立储能收益测算按照“租赁+现货+调频+容量补偿”模式进行分析。山东省近年储能项目容量租赁费用普遍在120-200元/千瓦/年区间，考虑山东省独立储能项目装机容量增速较快，本项目100MW/200MWh独立储能容量租赁单价按照下限值120元/千瓦/年考虑，年租赁费用按1200万元/年进行测算。（2）现货收入山东是国内首个储能可自主参与电能量现货市场的省份，为实储能现场站综合效益最大化需要准确进行现货价格预测，下表为山东省2023年现货市场价格走势：月12月34567892023年现货市场峰谷价差最大394元/MWh，最小80元/MWh，取平均262元/MWh进行测算，全年运行265次，深度90%，系统效率86%，现货价差收益每年平均能达到933万元。（3）调频收入山东省电力现货市场文件中规定参与调频辅助服务的发电企业和独立储能电厂的补偿费用申报价格上限为12元/MW，结合山东调度调频辅助服务市场收益水平，调频收益每年平均能达到近743万元。（4）容量补偿山东最新容量补偿电价为0.0705元/千瓦时，此项费用直接向发电企业或独立储能电站补贴，按照放电电量进行计算，容量补偿每年收益近272万元。整体测算情况见下表：123456789年年%%总投资收益率（ROI）%%%%%经评估，山东电网侧独立储能项目采用“租赁+现货+调频+容量补偿”运营模式，资本金财务内部收益率能达到11.52%，具有较较好的投资价值。3．宁夏投资收益分析根据宁夏《关于加快促进储能健康有序发展的通知》和《宁夏电力辅助服务市场运营规则》等相关支持性政策文件要求和实际调研情况，宁夏独立储能以“租赁+调峰”收益模式为主要盈利方式。宁夏作为高比例新能源装机容量省份，新能源要求强制配置10%及2h以上的储能，租赁市场需求较为旺盛，目前市100MW/200MWh独立储能容量租赁单价按照20万元/千瓦/年考虑，每年租赁费用按照2000万元进行测算。（2）调峰收入根据《虚拟电厂、储能等市场主体参与宁夏顶峰、调峰8号文），“储能交易分为调峰交易和顶峰交易两种类型。调峰交易是指储能电站在电网新能源消纳空间不足，存在弃风弃光风险时储存电力，在需要时释放电力，从而提供调峰服务的交易。顶峰交易是指储能电站根据电网运行需要，在电力供应充裕时段储存电力，在电力供应存在缺口时段释放电力，从而提供顶峰服务的交易。目前宁夏调峰辅助服务补偿价格上限为0.6元/千瓦时，充放电按照每天电网调用调峰1.5小时、全年调用12个月共330天测算，充放电深度按照90%考虑，考虑实际调峰竞价后平均费用为0.5元/千瓦时。顶峰辅助服务补偿上限为1.2元/千瓦时，充放电考虑每年90天调用12次，结合实际顶峰整体测算情况见下表：123456789年年%%总投资收益率（ROI）%%%%%经评估，宁夏电网侧独立储能项目采用“租赁+调峰”运营模式，资本金财务内部收益率能达到21.56%，具有较较好的投资价值。4．山西投资收益分析根据山西省《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》和《山西省电力市场规则体系（V14.0）》等相关支持性政策文件要求和实际调研情况，目前山西省未对新并网新能源项目要求强制配储，已投运的新能源项目暂时不需要租赁储能容量，因此在山西省独立储能项目租赁费用暂时不考虑。山西省现货市场与辅助服务市场同步运行，独立储能收入按照“现货+调频”模式计算。山西省作为国内首个电力现货市场正式运行的省份，现货市场运行平稳有序，储能、虚拟电厂等新兴市场主体与其他各类发用电企业平等参与市场化交易，下表为山西省2023年现货市场价格走势：月1234567892023年现货市场月平均价差最大306元/MWh，最小14元/MWh（实际情况每日不同，价差从0-1500元/MWh不等取全年平均价差128元/MWh进行测算，充放电每天1次，深度90%，全年运行330天，现货价差收益每年平均能达到（2）调频收入山西省独立辅助服务供应商以整体为调频资源单位进行调频辅助服务申报，可调频服务的申报价格单位为（元/兆瓦申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦，申报价格在午间和晚高峰为10-30元/MW，其余时段5-15元/MW。结合山西省调频机组平均收益水平，调频收益每年平均能达到近1426万元。整体测算情况见下表：123456789年年%%万元-9809.27总投资收益率（ROI）%-0.40%-2.48%-12.9020%787.5221%126.30经评估，山西电网侧独立储能项目采用“现货+调频”运营模式，资本金财务内部收益率不足，暂时不具备投资价值。5．新疆投资收益分析根据新疆地区《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》、《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》等相关政策要求，独立储能需要按照4小时时长配置。目前新疆独立储能收益主要包含“租赁、调峰和峰谷价差”三种模式，评估项目独立储能以“租赁+调峰+峰谷价差”的方式进行分析。新疆2023年新能源装机容量超过6300万千瓦，储能装的储能，容量租赁市场需求较为旺盛，目前市场租赁费用单价在150-250元/千瓦/年左右。本项目100MW/400MWh独立储能容量租赁单价按照下限值150元/千瓦/年考虑，每年租赁（2）调峰新疆在政策上鼓励独立储能自主报量参与调峰辅助服务市场，现阶段执行特殊调用支持政策，在全网弃风弃光时段根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时；其放电量按照0.25元/千瓦时结算，不再享受容量电价补偿。储能参与调峰和电力保供的补偿费用按照《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》（新发改规〔2020〕6号）进行分摊。电网企业在同等条件下确保优先调用储能设施，南疆四地州投运独立储能项目原则上2023年全年调用完全充放电次数不低于100次。《新疆电力辅助服务市场运营规则》出台后，独立储能按照相关市场运营规则参与辅助服务市场交易。评估项目按照充放电每天调峰4小时、全年调用100天测算，充放电深度按照90%、系统效率86%、损耗3%考虑，考虑实际调峰竞价后平均费用为0.30元/千瓦时。每年调峰收（3）峰谷价差根据2023年新疆全年中长期电力市场化交易运行情况统计，高峰时段成交电量347.30亿千瓦时，均价410.80元/兆瓦时，交易最高电价1050元/兆瓦时，最低成交电价0.2元/兆瓦时。低谷段成交电量384.65亿千瓦时，均价88.06元/兆瓦时，交易最高电价764元/兆瓦时，最低成交电价0.1元/兆瓦时。全年峰谷价差平均为322元/MWh。测算按照每天峰系统效率86%、损耗3%考虑，依据2023年新疆中长期市场峰谷出清均价峰谷电价按照0.322元/千瓦时考虑。每年峰谷价差收入2207万元。整体测算情况见下表：表4-7新疆独立储能收益测算指标汇总表123456789年年%%总投资收益率（ROI）%%%%%经评估，新疆电网侧独立储能项目采用“租赁+调峰+峰谷价差”运营模式，资本金财务内部收益率能达到9.37%，具有较好的投资价值。6．河南投资收益分析根据河南省《关于加快新型储能发展的实施意见》等独立储能相关支持性政策文件要求和市场实际调研，收益主要包含租赁、调峰两种模式评估河南独立储能以“租赁+调峰”收益模式进行分析。河南鼓励已并网的存量新能源项目按照不低于装机功率的10%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施。项目企业后续开发新能源项目时，其存量项目配置的储能容量可与新建项目配套的储能容量叠加参与竞争排名。同一调度区域内，优先消纳储能配比高、时长长的新能源项目电力电量。目前市场租赁费用单价在150-280元/千瓦/年左右，评估按照150元/千瓦/年进行测算，每年租赁费用1500万元。（2）调峰收入河南鼓励独立储能参与调峰辅助服务市场，调峰补偿价格报价上限暂定为0.3元/千瓦时，评估按照项目充放电每天调峰2小时、全年调用330天测算，充放电深度按照90%、系统效率86%、损耗3%考虑，考虑实际调峰竞价后平均费用为0.30元/千瓦时，每年调峰收入为1476万元。整体测算情况见下表：123456789年年%%总投资收益率（ROI）%%%%%经评估，河南电网侧独立储能项目采用“租赁+调峰”运营模式，资本金财务内部收益率能达到7.88%，具有较较好的投资价值。7．冀北投资收益分析根据河北省《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》和《河北省风电、光伏发电年度开发建设方案拟安排项目情况公示》等相关支持性政策文件和市场调研情况，目前冀北独立储能以“租赁+峰谷价差+容量补偿”收益模式为主要盈利方式。冀北已经明确，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加，不执行功率因数考核，按规定承担上网环节线损费用。目前市场租赁费用单价在100-160元/千瓦/年左右，评估测算按照100元/千瓦/年计算，每年租赁费用1000万元。（2）峰谷价差从当地电力中长期市场运行情况看，冀北电力市场运行平稳，峰谷特征明显，低谷期平均电价0.2243元/千瓦时，高峰期平均电价0.7361元/千瓦时。项目评估充放电按照每天调峰2小时、全年调用330天测算，充放电深度按照90%、系统效率86%、损耗3%考虑，考虑实际峰谷价差费用为0.5元/千瓦时。年峰谷价差收入为3377万元。（3）容量补偿根据河北容量电价补偿标准。独立储能电站可获得的容量电费根据容量电价标准和月度平均可用容量确定。容量电价上限为100元/千瓦年。2024年5月31日前并网发电的，年度容量电价按100元/千瓦执行；2024年6月1日至9月30日并网发电的，容量电价逐月退坡，年度容量电价标准分别为90元/千瓦、80元/千瓦、70元/千瓦、60元/千瓦；2024元/千瓦执行。本项目政策性容量电价补贴按照50元/千瓦计算。年容量补偿费用为500万元。整体测算情况见下表：123456789年年%%总投资收益率（ROI）%%%%%经评估，冀北电网侧独立储能项目采用“租赁+峰谷价差具有较较好的投资价值。（三）投资分析总结独立储能运营模式受各地区政策差异影响较大，在开发相关项目过程中，需结合各地方政策和市场实际水平合理评估项目投资价值。目前独立储能主要收益结构包含容量租赁、辅助调频/调峰、峰谷价差、容量补偿等几种方式。根据现阶段储能电池和建设成本，对山东、宁夏、山西、新疆、河南、冀北几个典型区域的独立储能电站项目的收益情况进行经济测算，对于100MW/200MWh和100MW/400MWh级别的独立储能电站，年均收入分别超过2900万元和4700万元的情况下可以基本满足资本金收益率要求。容量租赁收益是影响独立储能电站项目投资经济性的关键，决定项目投资的财务可行性。能否签订长期、价格稳定的容量租赁合同直接关乎到项目的盈亏。电网辅助服务是独立储能电站的重要收入来源之一，收益受到电网调度、市场资源等多种因素影响，不确定性较大，具体需根据当地电网辅助服务调用需求和辅助市场资源情况整体判断选择。对于进行峰谷价差商业模式的研究，需要紧密结合电网所在节点，研究节点阻塞和断面受限等多种因素下对价格的影响。当租赁收入达到150元/千瓦，且上网电价的峰谷价差超过0.3元/千瓦时，项目将具备一定投资价值。五、投资风险分析及应对策略（一）投资风险分析现阶段，独立储能电站在多数地区的投资盈利能力和经济性仍然面临考验，容量租赁、辅助服务、峰谷价差三种收益模式均存在不确定性和投资风险，主要分析如下：一是容量租赁市场保障性不足。对于山东、内蒙古、宁夏、湖南、甘肃、新疆、安徽、广东等新能源装机及储能装机均较大的地区，市场整体租赁需求有限，储能租赁合同签署竞争压力巨大，往往难以签订长期、价格稳定的容量租赁合同，导致独立储能项目面临较大投资风险。二是辅助服务市场需求有限。目前辅助服务市场缺乏统一规划，仅少数省份建立了合理的储能调峰市场和按里程报价调频市场机制，同时随着储能电站规模增加与其他调节资源的不断投入，将造成独立储能电站资源供大于求，导致补偿标准降低，影响储能参与调峰调频辅助服务市场收益空间。三是峰谷价差不确定性较大。随着现货市场深入推进建设，调峰辅助服务模式将逐渐被现货市场所替代，储能作为独立市场主体参与现货市场交易后，现货市场需有一定峰谷价差，才能实现套利获益；还需要准确把握价格走势，在准确判断价格的基础上对储能充放电策略进行精确把握。目前，现货市场峰谷价差不稳，储能电站在现货市场收益波动较大。（二）投资应对策略投资开发独立储能电站受国家及地方政策影响较大，未来，随着储能政策的不断落实、电力市场机制进一步优化，独立储能电站长期前景向好。结合业务发展需求，对于独立储能电站的投资业务，提出以下三点开发建议：1.紧跟各地储能政策，把握开发时机2023年新增储能装机以电网侧独立储能和电源侧配套储能为主，用户侧储能装机规模仅500MW，因此储能投资开发业务主要以独立储能电站为主。容量租赁收益是影响独立储能电站项目投资经济性的关键因素，现阶段租赁支撑性政策暂不明确。建议持续跟踪各地容量租赁市场情况、关注当地储能参与电力市场的相关政策，一旦新能源配储要求等支持政策落地，及时把握独立储能电站投资机遇。2.合理布局储能业务，优选开发区域建议综合考虑新能源占比较高储能需求大、辅助服务市场需求多、现货市场峰谷价差较大的地区，作为投资布局独100MW/200MWh和100MW/400MWh级别的独立储能电站，年均收入分别超过2900万元和4700万元的情况下可以基本满足资本金收益率要求。现货省份中山东，非现货省份中宁夏、新疆、河南、冀北等省份积极推进辅助服务政策。3.重视电力市场交易，优化开发策略全国电力市场化建设和发展为储能投资开发提供了更多新的盈利模式，需要重点关注与储能项目运营紧密关联的电力现货市场、电力辅助服务市场，深入研究各市场政策规则，对比分析现货价差和调频辅助服务等不同商业模式的收益情况，合理选择最优盈利模式；针对甘肃等电网阻塞严重地区，在分区电价和节点电价较高、易发生阻塞地区布局独立储能项目，同时带动新能源项目加速落地，通过共享租赁保障储能电站收益，实现“新能源+储能”的双赢发展。结语：本次研究基于当前储能政策和市场环境，对典型省份的独立储能电站投资收益进行测算。储能产业的发展、储能项目的落地建设，离不开政府对新能源和储能行业的大力支持，以下汇总列出了国家及重点省份的储能相关政策，以供参考研究。1见2024-3-18局2关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设2024-1-27局到2027年，电力系统调节能力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以本建成。支撑全国新能源发电量占比达到20%以上、新能源利用率保持在合理水平，3关于建立健服务市场价格机制的通知2024-02-07局调峰服务价格上限原则上不高于当地平价性能系数最大不超过2，调频里程出清价格4锂电池行业2024-02-20储能型单体电池产品能量密度>145Wh/kg，电池组能量密度>100Wh/kg。循环寿命信度>260Wh/kg。循环寿命>1000次且容量保5关于新形势下配电网高质量发展的2024-02-06局供配电能力合理充裕;智慧调控运行体系加动长时电储能、氢储能、热(冷)储能技术应6国家能源局2024-01-17局缩空气储能示范项目”等56个项目列为国家7监管工作要点2024-01-09局国家能源局参与系统调节作用，推动用户进入电力市场，引导新型主体参与系统调8标准立项指南2024-01-10机械储能等多样化新型储能安全标准研制制修订包括动力电池在内的新能源汽车标9电能质量管2023-12-27委电压等级并网的分布式电源和新型储能应当在接入电力系统规划可研阶段开展电能取必要的电能质量防治措施。10千伏以下电压等级并网的分布式电源应当配置具备国家发展改革委等部门关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见2023-12-13到2025年新能源汽车作为移动式电化学储能资源的潜力通过试点示范得到初步验证到2030年新能源汽车成为电化学储能体系的重要组成部分。力争2025年底前建成5个以上示范城市以及50个以上双向充放电关于加强发电侧电网侧电化学储能电站安全运行风险监测2023-11-07局险监测及分析预警能力，各电力企业应于风险监测信息应包括但不限于以下内容:电化学储能电站基础台账信息，一级报警信关于促进新型储能并网和调度运用的通知(征求2023-11-20局及电力调度机构须制定新型储能电站并网细则及并网服务工作指引等，明确并网流国家能源局发布组织开2023.10局源发展试点光伏大基地项目输电通道的安全稳定送电加强新形势2023.10(冷)储能等各类新型储能的优势，结合应用国家能源局源发展试点2023-09-27局新能源低频组网送出等技术研发与工程示关于进一步货