储能发展的核心是有相应市场机制使其可以计入价格。过去十年，因为没有市场机制，储能无法计入价格，所以一直藏于表后，依附于火电厂、新能源电厂和用户侧。

2015年开始电改，2019年启动8个省电力现货市场试点运行，目前7个省份开始不间断地运行，为储能独立出来创造市场环境。电力现货市场15分钟一个出清时段，全天候变化，价格反应市场供需关系。

目前，新模式运营效果较好，出于国际先进水平，山东的100MWh独立储能电站其规模是欧洲美国都少有的，而市场套利的功能在国外也并不普遍。电价套利是指在电价低时买电充电，电价高时卖电放电，收入取决于峰谷价差、电量、价差持续时间。而价格变化又由供需决定，需求端是负荷量，供给端是风光电、火电（变动成本由煤价决定）。如山东光伏装机量大，中午电价较低，傍晚待太阳落山负荷又上涨，电价发生上涨。除此之外，大基地应用，即新能源配储也为储能提供了新的收入来源。基于新能源消纳的需求，预计独立储能电站在未来5-6年内是新型储能主力军，但同时也面临来自抽水蓄能、虚拟电厂的竞争。（国际能源局规划2030年1.1-1.2亿的抽蓄建设）

Q：独立储能收入拆分和成本分摊？

A：收入方面，第一部分价差套利取决于供需、时间、空间影响。比如山东，冬季1-3月历史价差平均600-800以上，但夏天午间负荷升高导致价格稍高，价差减小，再比如浙江没什么新能源，价差很低，全年平均200。可以根据历史数据测算，预测未来电力现货市场价格。假设全年平均价差500，储能投资1600/kWh（不算EPC），一天一充一放，全年一个月检修，静态投资11年回收（价差800，7年回本）。同时，国家能源局今年发布文件，储能充放走不用交负荷及附加电费（一毛一度），但损耗要交，最终由用户承担。第二部分服务调频收入，目前国内还没有备用市场，储能拿不到黑启动的补偿，同时储能电站只能在电量套利和调频2选1，目前只有山东储能能够参与调频，调频补偿=火电调频*10%，其收入太低导致许多独立储能不参与，但从市场化角度，储能是好的调频电源，其成本低于火电。考虑到套利只占4小时，储能有20小时是闲置状态，政策支持储能调频能给予储能电站多一份收入，经济性会有180度转变。过去十年，调频收入由所有发电机组分摊，今年国家能源局发布的辅助服务管理办法明确服务费用要疏导到市场化用户，目前还没有完全疏导，但趋势已确定。第三部分容量收入，山东比较先进，政府设计容量成本回收机制，规定用户每1度交9分9支付给火电企业，储能因无法持续发电，容量补贴是火电的1/12，后来政府为鼓励发展储能又在原基础上x2，10MWh的储能电站一年约能有600万容量补偿。第三部分新能源强配的容量租赁费的不确定，取决于具体客户。第四部分流量租赁费大概是200-300元/kW/年，具体看能租出去多少。

Q：峰谷价差收益，规模，能支撑储能体量？

A：19年6月规划8个省、21年6个省+3个区开通电力现货市场，其他省份也在积极推动电力现货市场建设，新疆湖南宁夏给国家发改委提交了电力现货方案。建设电力现货市场已是全国共识，除海南西藏特殊地区电量少机组小，绝大省份都会搞现货。目录电价取消后，煤机、新能源、用电，70-80%工业商业都会现货市场，除了农业、居民和保护性产业依旧实行固定电价。储能盈利点主要还是价差，和绝对降价没关系。

Q：扩容时间节点的判断？

A：19年的八个省份除了浙江都在运行了，目标今年年底全部运行。第二批，今年底进入结算试运行。除此之外还会有5-10个省今年年底前进行模拟或者结算试运行，但还不会连续运行。明年底之前，全国至少有20个省份能够连续跑起来。目前各方面条件都已经相对成熟。

Q：山东现货市场的储能电站的IRR、收入拆分、比例细分？

A：电量套利60-70%，2500万左右，套利不固定；容量收入600万，容量租赁不确定，600-800万保守。IRR没公开。新能源强配储是基于增量市场，需求大概在增量*20%，具体看供需，粗算2-3毛。

Q：容量租赁的要求

A：纯金融合约，但必须省内消纳。

Q：独立储能参与主体是哪些对象？

A：目前都是发电央企，五大的华能，华电，三峡，国电投。理论上任何主体能满足技术要求都可以进入。

Q：不同主体的优势？

A：能否精准预测峰谷电价，低买高卖。

Q：非现货比例？

A：发电侧：发电侧煤电先进去，气电也已进入，新能源按照关联方案里的文件后面会加快速度进入，不再是保护性的，核电大水电也要求进入现货市场，用电侧除了居民农业，绝大工商业进入现货。

Q：电网调度的机制？

A：计划体制下，固定上网调度决定发电机组发电量。现货市场下，调度机构根据发电机组日前给到的报价调度，一般价低优先。电力交易市场分现货和中长期交易，中长期交易是用户和发电买卖双方协定价格，形成金融性质的合约，然后根据现货市场交易的价差结算。

Q：电网对电化学储能的态度？

A：需要电化学储能进行新能源消纳。目前弃电率5%，由火电消纳，超5%电网会考核，需要更多灵活性资源帮助消纳。锂电储能较抽水蓄能建设速度快，100MW半年建成。储能不会有补贴政策，需通过政府市场设计帮助储能找到合适的应用场景。

Q：2025年需要多少灵活性资源消纳资源，电化学和抽水蓄能占比各多少？

A：灵活性资源看各省情况。最大竞争来自抽水蓄能，官方文件2030年投运1.1-1.2kw千瓦抽蓄，但抽蓄规划建设至少5年，6-8年都有可能。核心还是在于市场机制以及电源结构、供需关系造成的价差空间。

Q：火电上下调节的范围？

A：40-50%。