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储能电站盈利模式及经济效益分析

在政策层面，首先要说的是储能的发展规划。从全国来看，2021年7月，

国家发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》

里面，明确了“十四五”全国层面的储能规模是三千万，是现有规模的10倍。

在全省层面有11个省份明确提出了储能规划，比如说西部的一些省份，像青海

和甘肃，发展规模定的比较高，是600万千瓦。以我们河南省为例，根据《河

南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》，提出随着“十四五”期间

可再生能源发电装机达到5000万千瓦以上，新型储能装机规模从20万千瓦增

长到220万千瓦。

从配置要求上来看，在国家层面并没有给出一刀切地政策配比，而是在给定

大原则的基础上，在一些细节上做出明确规定。比如说在储能并网方面，要求在

满足电网保证性以外的储能配比是按照15%进行上网，如果是20%的话可以优

先并网，这是在国家层面。在全省层面，大家普遍标准是不低于10%、2小时

的系统。其中河北像内蒙他们的比例会更高一些。河南省分成了三类地区，一类

地区就是像消纳能力相对比较强的，比如郑州地区，是按照10%+两个小时的系

统配置。二类地区比如说焦作地区，对一些消纳地区比较困难的20%。在成本

疏导层面，目前国家给出的疏导渠道主要是两个方面，一个就是通过辅助服务，

给定了一个宏观的原则和规则，相关主体和用户就储能成本进行合理的分摊。在

峰谷价差获利方面也出了一个标准，规定系统峰谷差率超过40%的地方，要求

峰谷价差超过4：1，其他地区不能低于3：1。省级层面具有操作性的政策就会

多一些，比如说在辅助服务方面，目前已经有22个省或者区域公布了辅助服务

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的市场规则，明确了储能参与辅助服务的要求，但是其调峰价格变动的区间比较

大，比如说东北和山西，标准比较高，区间的浮动也比较大。

第二块就是峰谷价差获利，目前全国28个省份的峰谷平均价差是超过了7

毛钱，其中有17个省份价差超过了7毛，像广东这些省份它的峰谷价差相对比

较高，可能达到将近1.3元，但也有不少省份到不了7毛的价差，这个就比较麻

烦，因为根据我们团队测算，7毛钱的价差就是新型储能能否通过峰谷来获利的

一个阈值。

还有一些省份推出了尖峰价格，比如说江苏、陕西。尖峰价格有一个好处，

如果是三段定价，储能在市场上吃价差只能是吃是一次峰谷，吃是一次峰平，尖

峰电价之后利益成本空间会更大一些。还有一种容量租赁，比如8月份河南省刚

刚出台的《河南省“十四五”新型储能实施方案》，给了一个参考定价，是200

元/千瓦时，鼓励市场签订十年以上的协议或者是合同。

政策层面给出的回收机制这里也总结了一下，大概有以下几个方面。一个是

容量租赁，作为独立储能收容量的租赁费。再一个是峰谷价差模式，其实峰谷价

差分两类，一种就是目前根据峰谷电价表的峰谷价差，再有属于峰谷套利，就是

储能作为独立主体参与到现货市场之后，峰谷价是根据市场价走，这种方式在山

东模拟运行过，但是价差好像是在5毛钱左右，回收的效果不是太理想。在辅助

服务方面，独立储能有二次调频服务、电压支持、调峰服务这些。最后一块是成

本节约。成本节约这里想说的其实是一种潜在收益，或者新型储能的机会成本如

何降低的问题，比如说发电侧，新能源通过配储能，减少了在辅助服务市场上相

应的罚金，相当于减少了它的罚金。另一方面就是吸纳弃风弃光电量，低买高卖

获得收益。

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