核心要点：

独立储能收益组成（以100MW储能电站为例）：

1 现货峰谷价差套利2000w

2 租赁费：新能源企业强制配储入网（3000-3300w），此前容量电价较高时寻求租户动力有限，但容量补偿下降后积极寻找租户，新能源很多可以租满。

3 容量电价：按照容量获得容量电价，保证盈利并储备备用机组（600-800w），此前补偿标准较高，现在降为火电1/6。

根据专家测算模型，电站投资4.5亿；DOD深度90%；效率85%；每年需5500w方可达成经济性。此时IRR：储能电站属于大型基础设施，银行贷款利率4.65条件下，IRR刚过8%，会控制在9%、10%左右

容量电价沿革：100%火电电价—1/12火电电价—1/6火电电价

山东政策发展：

为什么是山东：风光装机已超过火电，又缺水电调峰，只能依靠电化学，弃电率高。再加上山东火电基准价相对较高，经济性尚可。

初期：早期强制配储。劣币驱逐良币，质量不佳，但初步建立了市场。

中期：推独立储能。将风电光伏分散建设的储能集中建设；鲁发改能源254号文建立了山东电力中长期市场下的盈利模式。全国领先，宁夏、湖南等都在参考。#此时电力市场以中长期交易为主，故存在调峰补偿

目前：建立储能现货市场下运行机制。出台《促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》。#现货市场机制下电价反映供需，故不再存在调峰补偿

未来：制定标准。安全标准、住建厅储能验收标准已完成，能源局的设计标准正在推进。住建厅标准全国第一，省标全国第二。关注压缩空气、储热等长时储能技术

山东储能电站规模：

已建：37座储能电站。新能源配19座，独立小储能2座（压缩空气、退役的铅酸），示范项目7座

（5+2），共50万

在建：在建29座，310万千瓦，全国第一

目前：25年700万千瓦，投资不到300亿。全国水平山东*10

独立储能发展确定性：

1 风电光伏发达，水电少。山东电网装机1.76亿，风电光伏6000w，传统火电6000w多，水电8w，依赖火电，缺少灵活调节资源。

2 山东电价经济性尚可，标杆电价0.3949，承受能力强。

3 政策要求：双碳要求下每年1000w装机，大量的风电光伏不稳定，储能的发展是必然的4 抢风光资源：强制配储背景下，优先支持在山东建设大型独立储能电站投资方，其次支持自建投资方，最后支持租赁的储能投资方。华能华电国电投投资热情高涨。

专家观点：

现货市场机制&概况

一、背景：

新型电力系统运转需要硬件+软件，软件是核心，即电力市场机制。上头也提到要建立全国统一电力市场。

电力市场初期：鲁发改能源254号文，在电力中长期市场下建设储能电站的盈利模式。中长期市场是

指，标杆电价为0.3949，建立电力辅助市场为电网调峰，谁提供调峰给谁钱，然后全体发电企业分摊。

电力市场中期：5+2储能示范项目。自2021年12月1日，山东进入电力现货市场，不再有标杆电价，而是根据供需调整电价。电力现货市场上下网价格不同，靠电价引导用户调峰，替代了调峰辅助服务市场。山东2月底三月初进去现货市场，为全国第一批，具有开创性意义。

二、收益：

1.发电侧峰谷价差：低价收电，高价放电

2.租赁费：新能源企业租储能，作为入网条件。山东省要求所有集中式新能源配储才能并网。自建收益低不好用，电网公司反对，因此选择租赁，作为入网许可。

3. 容量电价机制，不发电可以按照kw获得容量电价。

a) 养机组：假设30万机组1度电耗320g煤，百万机组1度电260g煤，那么30万机组发不上电，盈利角度会被淘汰。但夏天高峰存在缺电的情况，因此设置容量电价“养”发电企业备用，因此山东夏天没缺电。

b) 储能容量电价难确定。储能也可以为电网提供2h备用，储能容量电价争议大。初期按火电100%，后来按小时数减价至/12，目前是/6

三、为什么是山东：

1. 风电光伏发达，水电少。风光不稳定，没水电，导致只能靠火电。山东电网装机1.76亿，风电光伏

6000w，传统火电6000w多，水电只有8w，抽水蓄能20w，燃气装机不到1kw，因此山东依赖火电，缺少灵活调节资源。21年全网新能源消纳率全国倒数第二，弃电率第一。21年弃8.8亿，22年前三月完成。预计22年弃风弃光25亿左右。南方水电多，火电不多，没有供暖季，压力小。

2. 山东经济性尚可。西北省份，风电光伏相近，利用小时高，但经济性一般，电价低，导致电网承受力差。山东标杆电价0.3949，新疆仅0.25，宁夏0.2595，甘肃0.307，西北普遍再0.3左右，承受能力差。

四、发展历程：

有需求，能承受，因此山东较早在全国强配储能，特别注意构建储能的支撑体系，包括规划，包括建设方式，包括市场机制。确定优先发展大型独立储能电站的基本原则。

初期：最早20年强制配储，质量差，劣币驱逐良币，但建立了市场；

中期：推独立储能，风电光伏分散建设的储能集中建设，让风光企业租用。发明盈利机制，鲁发改能源254号文建立了山东电力中长期市场下的盈利模式。宁夏、湖南、浙江等都在参考。5+2设计后，把分散储能集中建设，电网好调好用好调；用户解决并网问题，好招标，质量保证；能源主管部门可以集中管理大储能电站，宁德时代电池质量也好，降低安全风险。21年通过独立储能代替了不好用的小储能。

目前：建立储能在现货市场下的机制。20年已做好，根据当时的模型整理出《促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，能源局能监办等当时争议很大，出台艰难。

未来：指定标准。下半年到明年。安全标准、住建厅储能验收标准已完成，能源局的设计标准正在做。全国领先，住建厅第一，省标仅次于北京排第二。预计会对全国储能的发展可以造成比较大影响。

技术：关注压缩空气、储热长时储能

五、规模：

已建：37座储能电站，新能源配19座, 独立小储能2座，一个压缩空气，一个是退役的铅酸电池，还有示范项目7座,5+2,共50w。

在建：在建的项目29座，310万千瓦，全国第一。目标还很远，双碳要求每年1000w。大量的风电光伏不稳定，因此储能的发展是必然的。未来是长时储能。

目前规划：25年700w，不到300亿。全国水平山东*10。量很大。

不发达国家也开始配储能，世界银行贷款，必须配储，达到碳排放指标。海外市场也大。俄乌战争，欧洲电价保障，1欧元/度，海外户储十分火爆。

六、独立储能盈利模式：

简化模型：投资4.5亿；DOD深度90，效率85。约每年需要5500w收入方可平衡

盈利模式：

1. 峰谷价差套利。复盘去年，价差6毛，考虑到容量补偿电价等损耗，1度电3毛。一年600h赚2000w左右。

2. 容量补偿电价。在试错，目前收益600-800w

3. 以上为储能直接参与现货的收益。此外根据规定新能源必须配储/租赁才能并网，1kw一年300元租金，100MW/200MWh储能电站一年可收租金3000w。但目前租赁率不高，华能华电新能源装机多没问题，国电投也比较强，三峡在山东装机较少不很理想。

七、火电调频经济性：

之前火电占比高不缺调频资源，但现在开始缺。19年预测，火电的装机比例降到60%下的时候出问题，目前61%。现货市场不愿意调频，因为调频火电负荷只能到70%，需要留出容量调频，电量市场亏损严重，经济性差。独立储能可以调频，但已经参与现货，一边充放电一边干调频还得研究。山西做的好，充放电的时候留功率，充不满留电量，参与调频。山东都还在研究。

八、具体的经济性数据：

根据模型需要5500w，峰谷价差2000，容量补偿600，租赁费3000-3300w。

实际上政策变动大，市场体系在变，政府也在试错。例如，容量补偿电价，开始和火电一样高，360/每kW每年，实际变量多，实际500/每kW每年，100MW电站光容量电价创收5000万左右，过高。后来调至1/12，全线亏损，后来不再缴纳输配电价，1度电省2毛钱。现在看，前三月赚，一个月亏，后面只要能租出去，可以满足要求。

目前华能华电国电投投资为主，为了其光伏风电的发展。政策要求：优先支持在山东建设大型独立储能电站的投资方，其次支持自建的投资方，最后支持租赁的储能投资方。如果想在山东拿风电光伏资源，那么必须要有一个大型独立储能电站。投资储能电站本质上是抢风光资源。

山东引领全国示范方面：1.储能市场化发展；2政策支持，新能源输血；3.加强管理，加强技术监督体制，重视安全。

Q&A

1. IRR？容量电价是保底收益么？

储能电站属于大型基础设施，为央企打造。贷款利率4.65下，IRR刚过8%，控制在9%/10%左右。容量电价是最保底收益，是双刃剑。容量电价只保一部分，大部分呢还是进入现货和租赁，租赁相对比较靠谱。华能华电国家电投大量风电光伏，自租自用就够。现货不确定。

2. 山西率先开展一次调频，山东开启后收益如何？

收益：参与调峰和调频差不多，2000w/年。

现状：1. 政策不友好。不支持独立储能参与调频，独立储能性能太好，抢火电指标，导致火电养独立储能，总体还是分开做。独立储能参与调频收益*0.1，政策还在研究。2 调频损耗电池降低寿命。山西调频需求高，需求紧迫。

3. 现货市场交易预期如何？以前辅助服务火电企业出，现货市场向用户侧疏导？

充放电提供服务。电力中长期市场下通过调峰辅助服务，充1度2毛钱1000h对应2000w。电力现货市场下是峰谷价差套利，次数变少300次，600h利用小时，3毛多价差，收益大概也是2000w。本质上是解决同样的事情，收益方式不同。原来是全体发电企业出，现货市场通过电价疏导到用户。

4. 租金怎么谈？

市场行为。河南政策200元/kWh每年，按配储2h考虑即400元/kW每年。山东这边认定是市场价格，不做定价。电力交易中心会建立一个市场机制，进行报价和招标，进入了电力现货市场的规则。我们认为300-330元/每千瓦每年租储能价格合理。

5. 租赁率水平？

华能华电风电光伏很多，自己不够用。国电投风电光伏少，租30%。三峡15%，当时容量电价还高不着急。目前仅50w的独立储能电站，对应250w新能源，未来到300w对租赁需求迫切。个人自建的配电储能，无法通过后续的安全检查。未来把储能往独立储能集中。

6. 山东储能市场每年增量？

十四五规划提到电力系统调节能力提升专题。消纳新能源的话，不光是储能，还有储蓄抽水蓄能，火电灵活性改造，燃气轮机。十四五规划在都考虑的情况下，总调峰缺口2093w，扣除后储能缺450w，2h。之后生产目标变动，风电光伏装机由6500万千瓦提升至9000万千瓦，小目标9300万千瓦，大目标1.35亿千瓦。电网公司要的储能指标小目标20GW，40GWh储能，大目标40GW，80GWh储能

（山东省2025年规模），要求过多，实际上个人认为7、8GW到10GW水平即可。

7. 价格每年会迭代么？

机制体制不会变，具体细则会变，三部分的收益系数可能变动。万一山东电力现货市场改革又失败了，返回去年政策就好。

8. 火电灵活性改造的调峰和独立储能调峰的关系，竞争？

提升电力系统调节能力，不只靠储能，包括火电灵活性改造。火电灵活性改造便宜、好实现，优先推荐，在算了还是不够的情况下才有几百万千瓦的储能。火电灵活性改造远不及预期，仅完成计划改造1/6。储能促进其改造，单算储能几百万不够。考虑改造极限，非供暖季贡献350万到450万，供暖季能够贡献1300万，距离2093w缺口还不够。火电灵活性改造达到预期是没问题，若火电灵活性改造不及预期，储能的数还要加。

9. 火电机组调峰能力和独立储能等效时，用瞬时功率*利用小时数计算？

等效时非常复杂。电量等效，更希望功率支撑。首先满足功率，其次满足电量。

10. 租赁费，租赁价格试用多久？

合同2年起步，之后再谈，大家诉求不同。国网综能没有风电光伏，希望签10年；华能华电不会租很久，自己还要用。目前独立储能资源比较少，2年后还有往上走的可能性。目前对手握大量风电光伏的企业比较利好，但具体时间不好定。

11. 将来独立储能丰富了，电网调度电站时有优先顺序么？

首先电力现货没有调度，自调度，报量不报价，接收电价；其次，储能和风电光伏都在发展，若储能速度超风电光伏，可能有储能充不上电。目前储能优先，比火电好用

12. 价格测算中，按2.25元算，独立储能对设备要求高造价高？技术路线有要求么？

a目前数字是估计数字，设备按1.7算的，政策测算保守些，为了稳妥按2.25元。b希望高安全高效率电池出现。高压级联，我们也在做实验，只要可靠性尚可，不烧变压器PCS，效率是高的，未来有前景。