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甘肃样本：独立储能电站如何寻找稳定收益

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-29 20:04

【中国能源产业发展网】获悉，最近两个月，甘肃河西地区的独立储能运营方普遍承压。一位在甘肃河西地区负责运营独立储能电站的电力交易员表示，这两个月当地经常刮大风，而河西又是风电场站密集区，风电大发使河西地区现货市场均价一直处于低位。由于独立储能电站靠现货市场价差套利获得收益，现货价格持续低位使得价差基本不存在，独立储能电站无法进入市场套利，百兆瓦级独立储能电站一天少赚数万元。

据了解，目前甘肃典型独立储能场站收益基本为电能量交易占40%、容量电价占50%、调频辅助服务占10%。2025年，甘肃独立储能场站主要为“电能量交易+调峰辅助服务”模式，其中调峰辅助服务约占70%，其余为电能量交易；更早之前，甘肃的储能电站则主要以新能源配储为主要功能。

2025年底，甘肃成为全国首个落地独立储能容量电价制度的省份。甘肃省发展和改革委员会等部门出台《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知》，从2026年起，甘肃独立储能场站正式进入“容量电价+电能量交易+调频辅助服务”的模式。

甘肃是目前全国新能源电力占比最高的省份，新能源发电量2025年占比约30%，2026年逐渐接近40%。新能源出力波动较大，2026年甘肃新能源出力最大波动可达当日省内最大用电负荷的1.1倍。甘肃网内水电以日调节径流式机组为主，最大调节能力仅300万千瓦；煤电机组以供热为主，整体调峰缺口超1000万千瓦。截至今年7月，甘肃省新型储能新增装机约2GW，去年同期约为1.6GW。

政策影响方面，独立储能容量电价费用和调频辅助服务费用均被分摊到系统运行费用中。电能量交易上，甘肃省要求独立储能场站按充电电量缴纳系统运行费。2025年甘肃系统运行费约每度电0.0273元；截至2026年8月，甘肃系统运行费已经涨到每度电0.09498元，相当于整体充放电价差减少每度电0.07元。辅助服务费用上，2025年甘肃辅助服务费用折价水平为每度电0.88分，约占系统运行费的33%，省内辅助服务市场累计产生补偿费用5.4亿元；2026年甘肃省内调频辅助服务市场费用在每月4500万元至7000万元之间。

此外，储能电站参与调节后整个电力市场波动会更小，现货市场价差也会更小。以今年7月为例，甘肃市场储能充放电每日约缩小净负荷曲线波动约600万千瓦。调频辅助市场的收入则需要独立储能电站在“大盘子里抢蛋糕”，电网调度直接决定调频辅助服务市场的收益情况，K值（衡量独立储能电站调频性能的综合指标）更优的电站更容易被调度。K值由调节速率、调节精度和响应时长三个参数决定，PCS、EMS和BMS成为关键。

根据甘肃容量电价规则，无论储能电站是否运行，独立储能场站可以拿到每年每千瓦330元的容量补偿电价，但这笔收入并非无条件获得。按照《通知》，电网侧新型独立储能运行期间，若不能按照调度提前下达的指令申报最大出力或放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生两次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费。远景储能市场与解决方案总监郑晓磊表示，调度提前下达的指令对储能电站考验“十分严峻”，运营检修能力正逐渐成为核心运营能力。

以甘肃市场100MW/200MWh储能电站为例，容量电价以甘肃现行每年每千瓦330元计，折算后一年可获得约1800万元收益；电能量交易以0.2元每度电价差计，每天收益约4万元，全年收益约1500万元；调频辅助服务收益约在一年500万元至1000万元。以1元/Wh的投资成本计算，总投资额2亿元的独立储能电站，理想状态下每年收益可达4000万元。不过业内人士指出，甘肃市场公开信息较少，不同节点结算差距非常大，目前当地储能投融资仍处于“项目找钱”阶段，投资人对项目十分“挑剔”。

【来源：经济观察报】

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