记者 潘俊田

最近两个月，甘肃河西地区的独立储能运营方都在发愁。

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告诉记者，这两个月，甘肃河西地区经常刮大风，当地又是风电场站密集区，风电大发使得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，现货价格一直处于低位的情况下，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。

据记者了解，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为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了《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知》（下称《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。

这1000万千瓦即独立储能场站的市场空间。截至今年7月，甘肃省新型储能新增装机约2GW（吉瓦），去年同期约为1.6GW。

远景储能市场与解决方案总监郑晓磊向记者表示，随着相关制度的逐渐落地，独立储能电站将在全国陆续实现“容量电价+电能量交易+辅助服务（包括调频辅助服务）”的商业模式。从资金到运营再到设备，储能电站各个环节都在更加市场化。

政策影响

甘肃是独立储能收益更加市场化的典型省份。容量电价、调频辅助服务和电能量交易，均在甘肃独立储能营收中占据一定比例。上述独立储能电站的电力交易员对经济观察报表示，从今年整体来看，新的商业模式尚未让甘肃省独立储能电站收益并未显著增加。

在甘肃市场，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，即“自己分摊自己成本”。

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%。2025年甘肃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—7000万元之间。

此外，在储能电站参与调节之后，整个电力市场的波动会更小，现货市场价差也会更小。比如以今年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；同时K值是决定调频补偿费用的因子，优先被调度的储能电站收益更好。

K值由调节速率、调节精度和响应时长三个参数决定。PCS（储能变流器）、EMS（能量管理系统）和BMS（电池管理系统）成为关键。为了“抢K值”，储能投资方还需要“卷”更好的设备。

“优秀的PCS可以调节输出功率，在调节精度上匹配电网要求的输出功率和调节速率。响应时长考察从调度释放信号到储能柜进行响应之间的链路，对EMS、PCS、BMS、通讯协议和整体设计要求较高。”郑晓磊表示。

“容量电价只能说给了份‘保底工资’，让独立储能在不运行的情况下也有收益，相当于电网买了份平时不会用的‘保险’。但真正要想让独立储能实现收益还是得参与市场。”前述电力交易员说。

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。

郑晓磊表示，调度提前下达的指令对于储能电站而言考验“十分严峻”。他举例，全年电网调度都可能随时对储能电站进行“抽检”，对设备的可靠性和稳定性有了更高的要求，储能电站整体运营检修能力逐渐成为一项核心运营能力。

稳定收益

过去几年，甘肃储能电站的收益模式经历了多次变化。从新能源配储，到“电能量交易+调峰辅助服务”，再到今年逐渐形成“容量电价+电能量交易+调频辅助服务”的模式。

郑晓磊表示，独立储能场站收益模型在今年逐步清晰，即“容量电价+电能量交易+辅助服务（包括调频辅助服务）”，很多民营企业看好独立储能场站的长期收益，因此选择下场开发项目。此前储能项目的投建方主要是大型央国企。

一位独立储能电站投资人向记者表示，是否在某省投资主要看政策、平均现货价差等公开资料，根据相关数据测算出一定的收益后，如能满足收益率要求，即可进行投资。

以甘肃市场的100MW（兆瓦）/200MWh（兆瓦时）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—1000万元。以1元/Wh（瓦时）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。

“但这种理想化测算仅能知道前50%、前90%电站的收益，具体在哪个点位能实现这样的收益依然是未知的。因为甘肃市场公开信息较少，只能知晓不同节点的结算差距非常大，无法明确具体哪个节点因何多赚多少钱，只能凭借最终拿到的结算单进行反推。”前述电力交易员表示。

据当地行业人士介绍，目前甘肃储能电站市场投融资处于“项目找钱”阶段，业主多但投资人少，投资人对项目十分“挑剔”。

在甘肃市场，独立储能电站投资人穿梭于各个独立储能电站之间，收集运营数据，希望借此分析出甘肃的节点电价情况。他们认为，在甘肃乃至西北，节点电价“天生”决定着独立储能场站收益。

前述电力交易员说，首先，西北省份普遍呈现负荷集中在一地、新能源集中在另一地的格局：甘肃是河东负荷高、河西新能源多；陕西是陕北新能源多、陕南负荷多；蒙西是呼包东负荷多、呼包西新能源多；青海负荷集中于西宁周边；其次，地形崎岖且狭长，造成电网堵塞严重；最后是新能源占比普遍较高，出力波动性极大。

这些都会导致不同节点的电价有较大区别。比如在利用小时数上，甘肃不同区域差异极大。2025年甘肃全网电网侧储能断面利用小时数为2256小时，河鱼断面为2211小时，高鱼断面为1062小时，敦鱼断面为1287小时。

投资人能够确定的是，理论上，电能量交易方面河西收益比河东高，但河西波动大；调频辅助服务上河东收益比河西高。比如去年调峰辅助服务收入占比可达独立储能电站的70%，河东调峰费用可达河西的3倍。

投资方追求确定性收益，在信息“黑箱”之下，独立储能市场逐渐演变出“兜底”的商业模式。 “硬兜底”模式下，电力交易服务商需要在银行开具履约保函，约定在一段时间内向业主交付一定的运营收益。电力运营“兜底”叠加保底的容量电价，即可满足金融机构的还本付息需求。由于金额过大，电力交易公司通常采取“软兜底”模式，即在运营收益不达标时，以服务费进行赔偿。

一位独立储能专业运营机构负责人向记者表示，政策演进是储能收益波动的直接原因。随着未来市场化程度进一步提高，电价会持续波动，但电能量交易和调频都可以找到收益中枢，只要策略能够合理执行，未来储能电站收益会越来越稳定。

他说，随着政策的变动，储能电站运营未来不能仅靠当地资源，尤其是电网资源，要更加专业化。