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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
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。
目前这些回收机制总结下来有存在几个问题：第一，目前的容量租赁处于有

价无市的状态，现在容量租赁大部分的新能源场站都是为了满足政府提出的

10%、2小时的指标，其实是一种变投为租的形式，目前这种形式更多的是在企

业内部进行消纳，在市场上并没有真正地建立起来容量市场的机制。

第二，辅助服务市场。现在它的问题就是补偿的标准变动的频率比较高，而

且补偿标准各地也是参差不齐，浮动区间比较大。比如说刚才说的东北地区就是

4毛到1块，这个区间里面已经把储能盈利的临界点包含住了。所以在这个区间

里面不能确定到底能不能盈利。

第三，峰谷价差存在门槛值。目前仅参与现货市场，还回收不了成本，即便

是根据峰谷三段式的电价表，有些省份也是看不到盈利的确定性。因为它有一个

比较明确的门槛值，就是前面说的7毛钱。

第四，容量补偿机制政策也不确定。因为容量补偿一旦真正实施的话，价格

很可能会传导到终端用户，所以在目前这个大经济形势下，政府以及发改委的态

度也比较谨慎。

新型储能的成本

我们研究的新型储能是根据国家发改委的给出的定义，即新型储能是指除抽

水蓄能以外，最终以电能形式进行储能的形式。我们这里聚焦到电化学储能，具

体来说就是磷酸铁锂。建设成本总