独立储能市场交易政策与交易模式解读

独立储能市场政策与盈利模式解读北京清大科越股份有限公司2026年5月Contents1.新型储能发展情况2.独立储能盈利模式3.典型省份独立储能参与市场现状11.1新型储能的发展背景新型电力系统环境下储能发展速度迅猛01新能源发展迅速，亟需提升消纳能力和的政策下，我国风电、太阳能装机量仍会维持高速增长。新能源发电出力不稳定，且与用电高峰存在错位，亟需储能等可调节资源提升新能源消3000200010000.11.2新型储能的建设情况累计装机规模：1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时1.内蒙2026万2.新疆1880万3.山东1121万装机规模超500万省份：河北、江苏、宁夏、云南、甘肃、浙江、河南、广东以上数据来源于国家能源局11.3储能的核心价值平抑风光出力波动，让新能源发电更稳定发电侧电网侧台区侧用户侧新能源并网斌要条件提升新能源消纳率发电侧电网侧台区侧用户侧支撑新能源并网提高新能源项目收益匹配电源出力节奏，提供调峰、调频服务作为系统备用，快速响应发电侧故障具备黑启动、电压调节能力，保障发电系统稳定各类辅助服务模式，拓展发电企业收益渠道充放电转移电力输送时段，化解线路阻塞问题延缓电网扩容升级，降低基建资本投入应急电源保障关键节点供电，低电压治理改善配网末端供电提升电网运行效率与供电韧性峰谷充放电实现削峰填谷，降低用户用电成本参与需求响应，获取电网补贴收益作为备用电源，应对突发停电保障用电连续治理电能质量问题，满足精密设备用电需求11.4不同类型储能的定位对比发电侧储能电网侧储能台区侧储能用户侧储能部署位置发电厂内部或附近输电网节点配电台区（低压侧）工商业用户、家庭主要投资方发电企业电网企业、第三方电网企业、第三方企业用户、能源服务商核心功能平滑出力、提升消纳、场站并网、联合调频系统调峰调频、应急备用、替代输配电投资治理台区低电压、重过载、三相不平衡、促进光伏消纳峰谷套利、需量管理、提升户用光伏自用率收益来源电能量+调频+绿电电能量市场+辅助服务+容量电价电网服务费+容量补偿+辅助服务峰谷价差+需量电费节省+虚拟电厂规模特征中大容量（数十至数百MWh）大容量（50至数百小容量（数十kWh至数中小容量（kWh至数十11.5独立储能的政策支持明确顶层定位2021年7月2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号首次确立独立储能市场主体地位。大力推进电源侧储能项目建设。积极推动电网侧储能合理化布局。积极支持用户侧储能多元化发展。主要目标。到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。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。。健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。11.5独立储能的政策支持明确费用与市场机制国家能源局印发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)首次确立独立储国家能源局印发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)首次确立独立储能市场主体地位。明确独立储能具备法人、独立计量、调度可控即可作为独立主体，不受新能源配储捆绑限制新型储能可作为独立储能参与电力市场。具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。鉴于现阶段储能容量相对较小，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优化电价机制。建立电网侧储能价格机制。各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。11.5独立储能的政策支持明确容量市场与相关费用2026年1月30日《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）。独立储能纳入容量电价体系l储能容量电价=当地煤电容量电价×折算比例l折算比例=满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长（最高不超过1）l抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电量相应退减输配电费。114号文落地后，独立储能形成了完整的“三重收益结构”收益类型性质具体内容收益类型性质具体内容容量收益保底收益容量电费带来较为稳定的收益，回收固定成本能量收益主要收益中长期、现货峰谷套利、价差套利辅助服务收益增量收益通过调频、备用、灵活爬坡等辅助服务提升整体收益水平11.6独立储能的发展阶段第三阶段：第三阶段：强制配储退场，电能量市场基本成型储能造价成本降低，市场规模进一步提升。各省储能参与中长期与现货电能量市场政策与规则基本完善。第一阶段：示范探索期项目少、规模小，以调峰、调频辅助服务为主。2020年及之前2021-2024年2025年2026年第四阶段：第四阶段：“电能量+辅助服务+容量市场”阶段随着114号文的发布，各省陆续发布容量补贴政策，独立储能基本建立起“电能量+辅助服务+容量市场”的盈利模式。第二阶段：商业模式初创与共享储能阶段山西、广东、山东、甘肃等省份陆续开启现货市场，多省陆续发布独立储能示范项目清单。现货省份以参与现货为主，其他省份以中长期、调峰、调频为主。328万7376万约1.55亿Contents1.新型储能发展情况2.独立储能盈利模式3.典型省份独立储能参与市场现状12.1独立储能盈利模式•调峰辅助服务：•调峰辅助服务：在电力供需紧张时提供顶峰或填谷服务，现货启动后独立储能基本不再参与。•调频辅助服务：参与区域调频市场，提供快速响应能力，按照调频里程与调频性能获取收益，典型省份：广东、甘肃、湖南、山东。•其他辅助服务：提供备用容量、灵活爬坡能力、黑启动等其他辅助服务。•初期：各省情况不一，分为电量补贴、容量补贴、无补贴3种。•现阶段：按照114号文逐步统一容量补贴机制。1.中长期电能量交易•交易周期：年度、月度、多日等•交易方式：双边协商、挂牌交易、集中竞价交易•结算方式：按“月清月结”模式结算，充电时段视同电力用户，放电时段视同发电企业2.现货电能量交易•交易方式：“报量不报价”或“报量报价”方式参与•日前市场：基于社会利益最大化，结合充放电功率、荷电状态（SOC）进行出清或有限出清•实时市场：基于日前市场的充放电计划进行动态调整•结算方式：按“日清月结”模式结算，充电价格通常采用用户侧统一结算电价，放电价格采用节点电价。12.2独立储能参与现货市场报量不报价自主申报自主参与电能量市场，储能设施主体在竞价日通过电力交易平台申报运行日自调度曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清，报量不报价自主申报申报运行日（D-1日）：申报运行日（D-1日）：可接受的充放电价差，设备的可运行状态等，统一出清，确定次日充放电曲线报量报价统一出清12.3独立储能参与中长期市场提前锁定中长期价差提前锁定中长期价差参与省间外送交易参与省间外送交易偏差控制•月度双边交易剩余的交易计划可通过参与月度集中竞价与摘挂牌交易交易，偏差控制虚量套利虚量套利12.4独立储能参与辅助服务市场在政策支持下在政策支持下，独立储能可作为独立市场主体，按照辅助服务市场规则，提供调频、调峰、备用等辅助服务。原则：谁受益，谁分摊。调峰收益：按照调峰时长中标价格调频收益=里程×性能×单价。单价通常为边际出清，部分省份按照申报价格作为结算价格。储能参与调峰补偿价格报价上限暂按0.3元/12.5独立储能容量补贴机制1.按电量补贴1.按电量补贴按照独立储能放电量进行补贴按照独立储能放电量进行补贴，新疆23-25年按照0.2、0.16、0.128元/千瓦时逐年退坡，内蒙按照25、26年并网的企业给与0.35、0.28元/千瓦时的补贴。2.按容量补贴用户侧按照70.5元/千瓦时收取容量电费用户侧按照70.5元/千瓦时收取容量电费，所形成的资金池按照发电企业当月可用容量占全网发电企业可用容量的占比进行分配。3.114号文后的容量补贴按照114号文精神建设的容量市场，按照“容量电价×日可用放电功率×单次可持续放电时长÷顶峰小时数×供需系数”给予补贴，目前多省已出台配套政策，容量电价为165元/（千瓦·年）左右，顶峰小时数分别为6小时左右。12.6独立储能结算储能充电成本电能量成本：通过中长期或现货购电。线损电量：独立储能企业全部充电电量应承担上网环节线损费。输配电价（充放电量损耗部分收取独立储能企业仅对放电量对应的充电电量免收输配电价及政府性基金及附加，充放电的差额电量正常计收输配电价（单一制）和政府性基金和附加。系统运行费及其他（充电电量全量收取独立储能企业全部充电电量承担系统运行费及线损费用等费用。充电成本结算方式 电能量成本：按照用户侧规则双偏差结算，大部分省份采用用户侧统一结算价结算，部分省份采用节点电价；输配电费度电成本：充电时独立储能作为单一制用电主体按照其电压等级缴纳损耗部分输配电费。系统运行费度电成本：70-120元/兆瓦时（主要包含煤电容量电费、新能源机制电费、抽水蓄能电费等补贴等补贴电费的分摊）放电收益结算：采取双偏差结算方式，与发电侧电能量费用结算方式类似。Contents1.新型储能发展情况2.独立储能盈利模式3.典型省份独立储能参与市场现状口3.1南网独立储能调频辅助服务政策主要政策2025年8月发布《南方区域调频辅助服务规则市场交易实施细则（2025年版）》修订了独立储能企业参与调频市场的规则，原先仅允许接入220千伏的储能参与调频，规则取消调度级别限制，仅要求市场主体位于南方电网统一调频控制区且具备合规AGC功能；并且将独立储能可参与调频市场容量比例由50%提升至60%，增加了储能调频需求；区分性能指标k值与结算指标m值及其内部权重，k用于出清排序（调节速率、响应时间、精度权重分别为0.5、0.25、0.25）。综合调频性能系数m用于结算（权重调整为0.16、0.42、0.42）且m≤2。调频里程补偿费用综合性能指标由调节速率系数m1、响应时间系数m2、调节精度系数m3共同决定。m1最大取值为7.25，m2最大取值为1，m3最大取值为1。根据计算公式，m最大取值理论上为2。综合性能指标口3.1南网独立储能调频辅助服务政策独立储能电站调频里程排序价格〓调频里程报价/（Pi×Fm,i）Pi为第i个独立储能电站的归一化综合调频性能评价指标；Fm,i为第i个独立储能电站边际替代率系数。k=05xkm假设市场中有六家独立储能A、B、C、D、E、F参与。在某调频资源分布区，六家储能的报价、调频性能、以及计算出的内部排序报价如下。独立储能A到F进行排序和映射在边际替代率曲线图中。1内部排序报价相同，按照容量之和确定占比口3.1南网独立储能调频辅助服务政策辅助服务市场-调频收益项42m3差/1.5%)独立储能在同一时段，参与调频市场和现货能量市场在申报上是“二选一”的独立储能申报调频容量上限是min(储能额定容量，区域调频需求的20%)，下限是min(20%*储能额定容量，区域调频需求的15%)调频市场出清价格优先、性能优先、容量优先、按需调度调频收益口3.1南网独立储能调频辅助服务政策2026年调频规则修订2026年4月30日，南方电网发布《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2026年修编征求意见稿）》，其中对独立储能电站影响最大的调整，是将调频里程排序价格的计算依据从“内部排序报价”改为“内部竞争得分”。2025年版规则中，独立储能的调频里程排序价格主要由“调频里程报价/P”决定，其中P=k/k_max。由于绝大多数储能均按3.5元/MW的底价报价，实际排序取决于K值——K值越高，排序价格越低，中标概率越大。新的调频里程排序价格计算公式为：调频里程排序价格=调频里程报价÷（P_i×Fm,i）中P_i=k_i/k_max，Fm,i是独立储能的边际替代率系数。Fm,i过小会导致排序价格大于15元/兆瓦，失去中标资格。Fm,i的排序依据改为了全新的“内部竞争得分”。内部竞争得分的计算公式为：内部竞争得分=基础得分+奖励得分G为80，H为20，申报容量标幺值下限QLL为20%口3.1南网独立储能调频辅助服务政策2026年调频规则修订随着申报容量标幺值上升，奖励得分下降，也会影响内部竞争得分，得分主要影响了各储能排序的顺序，排名靠后的储能需要考虑前列储能的累计容量占比，适当降低申报容量有助于防止Fm,i变小。得分越高的储能，排在曲线左侧，获得的边际替代率系数Fm,i越大；得分越低的储能，排在右侧，Fm,i越小，甚至趋近于0。口3.1南网独立储能调频辅助服务政策2026年调频规则修订前七家独立储能的累计容量超过45%，边际替代率系数为0.59，排序价格上升至11.18。独立储能H、I虽然容量占比仍在60%以内，但是排序价格超过15元/兆瓦，因此不能中标口3.2山东独立储能现货市场政策山东独立储能电站山东独立储能电站以报量报价方式参与现货市场出清，通过山东电力交易平台申报运行日参与现货市场，申报充放电出力价格曲线，出力价格曲线为阶梯段报价。充电和放电分别最多申报5个出力段，充电功率以负值表示，放电功率以正值表示。电能量报价曲线要求电能量报价曲线要求每段需申报出力区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间出力价格（元/MWh）；充电第一段出力区间起点为额定充电功率，最后一段出力区间终点为0；放电最后一段出力区间终点为额定放电功率；独立新型储能电站可自主选择申报运行日结束时刻期望达到的荷电状态（SOC）。若申报，将荷电状态期望值作为现货市场出清的边界条件；若不申报，运行日结束时刻的荷电状态由现货市场出清确定。口3.2山东独立储能现货市场政策出清方式出清方式结算方式结算方式用电侧：用电侧以1小时为结算电价单位时间。独立储能用户侧以所在物理节点的节点电价作为现货市场结算价格。发电侧：发