案例分析解读湖北新型储能价格机制，收益几何？

好雨知时节，当春乃发生！

2025年11月，我省发布《湖北省储能体系建设方案（2025-2030年）》，明确提出2030年前新增550万千瓦以上新型储能的目标。价格是引导资源配置的“牛鼻子”，中共中央办公厅、国务院办公厅《关于完善价格治理机制的意见》（2024年12月5日）提出“建立健全储能等调节性资源价格机制，更好发挥对构建新型电力系统的支撑作用”。《国家发展改革委 国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）提出“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”。为贯彻落实国家要求，2025年12月31日，省发改委、省能源局研究制定了新型储能价格机制文件。

正如业内专家所言：在能源转型的大潮中，储能不再是一个可选项，而是构建新型电力系统的核心支撑——它以其无可比拟的速度与灵活性，化身成为电网稳定“心跳的守护者”，确保我们在享受清洁能源的同时，不必担心灯火阑珊的风险。

《湖北省储能体系建设方案（2025－2030年）》明确了2030年全省新型储能装机达到800万千瓦的目标，相比当前规模将再翻两番以上，发展空间巨大。“十五五”是我省加快发展新型储能的关键时期，我省及时出台新型储能价格机制，有利于推动储能项目积极参与系统调度，助力系统安全稳定运行，并将充分发挥价格引导作用，增强行业发展信心，激励新项目有序投资，进一步夯实新型储能高质量发展基础，为我省新型电力系统构建和新型能源体系建设提供坚强支撑。

为帮助大家更好地认识、理解和落实我省新型储能价格政策，现将详细的政策解读和分析测算结果（含案例）分享给大家。具体内容如下：

省发改委 省能源局关于建立新型储能价格机制的通知

各市、州、直管市、神农架林区发改委（能源局），省内新型储能经营主体、国网湖北省电力有限公司：

根据国家相关政策规定，为加快完善我省新型储能价格机制，更好发挥新型储能灵活调节作用，保障电力系统安全平稳运行，现就有关事项通知如下：

一、明确新型储能充放电价格机制

（一）电网侧新型储能。直接接入公用电网、具备独立计量条件、接受电力调度机构统一调度的新型储能（包括独立储能和新能源场站外配建储能）应当按规则参与现货市场，充放电价格由市场形成，充电下网电量缴纳上网环节线损费用、电度输配电价、系统运行费。每月以放电上网电量为基数，退减前期充电缴纳的电度输配电价、系统运行费用中的政策性交叉补贴新增损益。未参与市场期间，充电下网电量执行相同电压等级代理购电两部制用户低谷电度电价扣减政府性基金及附加后的价格，放电上网电量执行代理购电价格，相关费用退减规则相同。

解读1

《国家发展改革委国家能源局关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）指出：新型储能可作为独立主体参与电力市场；鼓励配建储能与所属电源联合参与市场；推动独立储能参与中长期与现货市场，鼓励签订顶峰时段和低谷时段市场合约。独立储能电站向电网送电的，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，研究建立电网侧独立储能容量电价机制。

根据上述文件，国家鼓励储能充放电价格由市场形成，按照市场化方式调用运行。目前我省市场交易规则支持“装机容量1万千瓦及以上，充放电持续时间1小时及以上”的新型储能参与现货市场，具备通过市场化方式形成充放电价格条件。在市场化充放电价格外，输配电价按照国家政策要求，先按充电量收取，再按照放电量退减，仅按损耗电量（净用网电量）收取，符合运行实际情况；免收基本电费和政府性基金及附加，相关做法参照了抽蓄电站价格政策。

案例1

以2025年8月份发布的代理购电价格作为典型月份为例，在市场化价格机制下，某2小时电网侧储能（充放效率85%、接入电压等级110千伏，下同），每放一度电的边际收益为0.2443元/千瓦时。计算如下：

预计充电价格0.3027元/千瓦时=现货市场形成的充电价格0.1566（预计）+现货价格对应线损费用0.0077+输配电价0.0884+系统运行费0.05（2025年平均0.03元，2026年预计提高到0.05元）；

预计放电价格0.6004元/千瓦时=现货市场形成的放电价格0.511（预计）+返还输配电价0.0884+返还系统运行费中的交叉补贴新增损益0.001；

放电边际收益0.2443元/千瓦时=预计放电价格0.6004-预计充电价格0.3027/85%（充电价格除以85%，主要是要考虑充放电损耗影响，即放1度电需要充1/85%度电）。

解读2

若储能不愿入市，则以计划方式调用，执行政府兜底定价。充电电量执行代理购电两部制用户低谷电度电价（扣减政府性基金及附加），放电电量执行代理购电价格。因“两部制用户低谷电度电价”已经包含了输配电价，还需要按照放电电量退减输配电价，与市场化价格机制下输配电价执行规则保持一致。

案例2

在政府定价机制下，某2小时电网侧储能（充放效率85%），每放一度电的边际收益为0.12元/千瓦时。计算如下：

充电价格0.3267元/千瓦时（典型月份代理购电两部制用户低谷电度电价0.3719减去政府性基金及附加0.0452）；

放电价格0.5059元/千瓦时（典型月份代理购电价格0.4165+返还输配电价0.0884+返还交叉补贴新增损益0.001）；

考虑充放效率后的度电边际盈利约0.122元/千瓦时（0.5059-0.3267/85%）。

对比两种价格机制，储能参与市场的收益高于政府定价收益，可以引导储能积极入市。不入市时，储能边际收益也大于0，确保储能充放电价格不倒挂，愿意接受计划调度。

（二）电源侧新型储能。在新能源场站内配建、不直接接入公共电网的新型储能，应按规则参与现货市场，与所属新能源场站执行相同的发用电价格政策，整体结算电费。未参与市场期间，利用公共电网充电的下网电量，根据所属新能源场站计量关口的下网电量扣除新能源厂用电量计算，执行相同电压等级代理购电两部制用户的低谷电度电价。

解读

电源侧新型储能是指与电源场站在同一升压站并网、通过同一线路送出的新型储能，原则上利用所属电源电量充电，可视同新能源场站的一部分，充放电对照新能源场站执行相同的价格。特殊情况下，电源侧储能也可能按照系统应急要求、利用公网电量充电，则相关充电量单独计量，执行低谷电度电价。

案例3

主要场景——新能源直接给场内储能充电：某2小时电源侧储能每放一度电的边际收益为0.3268元/千瓦时。

充电价格为0.1566元/千瓦时（此时市场价格较低，新能源选择不上网转而给储能充电，0.1566即为储能充电的机会成本），预计放电价格0.511元/千瓦时（按照利益最大化原则，此时现货市场价格较高，储能放电上网），放电度电边际盈利为0.3268元/千瓦时（0.511-0.1566/85%）。

案例4

特殊场景——配建储能利用公共电网充电：下网电量执行低谷电度电价，为0.3719元/千瓦时，放电价格0.511元/千瓦时，假设储能效率85%，考虑转换效率后的度电收益约0.073元/千瓦时（0.5110-0.3719/85%）。

比较这两种场景，可以看出度电收益差距较大，储能利用配套的新能源自发电量充电，其获得的度电边际收益（约0.3268）远远高于利用公网充电获得的收益（约0.073），通过这种方式鼓励配建储能最大化发挥应有功能，最大程度提高与其配套的新能源电量消纳水平，实现配建储能既有的初衷和目标。

（三）用户侧新型储能。用户侧新型储能与所属用户视作一个整体，用电属性与所属用户一致，充电价格与所属用户执行相同价格机制，原则上不主动向电网放电。

解读

用户侧新型储能是指与电力用户计量关口内并网，与电力用户联合运行，与用户执行相同价格，原则上只将下网电量自储自用，不主动向电网送电。

也就是说，对于工厂、企业等建设的用户侧储能，政策将其明确视为用户自己的“内部设备”，主要任务是利用峰谷价差、通过削峰填谷为用户节省电费支出。

二、建立电网侧独立储能容量补偿机制

（四）容量补偿执行范围。对电网侧新型储能中的独立储能，建立容量补偿机制。省发改委、省能源局会同省电力公司根据电力系统节点调节容量需求情况，定期公布纳入容量补偿范围的电网侧独立储能项目清单。享受容量补偿的项目不得租赁容量。

解读

《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)，提出：”建立电网侧独立储能电站容量电价机制“。

国家政策要求“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”，明确配建储能不得纳入容量补偿范围，并要求对纳入补偿范围的储能实行清单制管理。

（五）容量补偿执行标准。月度容量电费按照月度容量电价和月度平均可用容量确定。其中，月度容量电价=年度容量电价/12，年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行；月度平均可用容量=∑（日可用放电功率×单次可持续放电时长÷10小时）/当月总天数。月度平均可用容量相关参数由新型储能项目于次月前向电力调度机构申报（日前可进行调整），由电力调度机构参照煤电容量电价相关规则进行认定。

解读

可用容量作为容量电费的计费基础，计算标准参照国家有关方案设计。近一年最长净负荷高峰持续时间为10小时，也是电力系统需要储能满功率顶峰放电的时长，若储能单次放电时长达不到10小时，需要对其容量进行折算，计算出对系统而言可用的容量。储能单次满功率放电时长越长，可用容量越高，获得容量电费也就越多。

国家层面已将长周期储能（通常指储能时长超过4小时的储能技术）作为能源转型的关键技术，纳入新型储能发展战略并给予系统性支持。湖北省政策符合国家鼓励发展长周期储能规划。

案例5

某10万千瓦、2小时储能：其月度平均可用容量为10*2/10=2万千瓦。月度容量电费为27.5万元、年度容量电费为330万元。

案例6

以山东肥城30万千瓦、6小时储能：其月度平均可用容量为30*6/10=18万千瓦。月度容量电费为247.5万元、年度容量电费为2970万元。

山东肥城300兆瓦先进压缩空气储能项目，总投资15亿元，2024年4月30日首次并网发电成功。储1度电可释放0.72度电，系统转换效率达72.1%，年发电量约6亿度，可连续放电6小时。

（六）容量电费结算。纳入容量补偿范围的电网侧独立储能，从纳入次月起按规则计算月度容量电费。容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊，按月滚动清算。

（七）容量电费考核。电力调度机构按月核查相关项目实际可调用能力并统计考核情况，参照煤电容量电价相关考核规则认定，作为容量电费结算依据。项目实际最大放电功率或单次放电电量未达到日前申报值98％且未达到计划值98％的，发生一次记一次考核，月内发生两次扣减当月容量电费的10％，发生三次扣减50％，发生四次及以上扣减100％。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的项目，取消其容量补偿资格。若项目全年等效充放电次数偏低（电化学储能低于240次，压缩空气储能低于180次），当年容量电费回收20％，用于冲抵系统运行费。全年等效充放电次数=（实际充电量＋实际放电量）/（额定充电量＋额定放电量）。

解读

考核内容包括实际调用能力和年充放电次数。考核实际调用能力是为落实“权责对等”与“主体公平”，储能获得了容量电费“保底收入”，需像煤电一样接受履约考核，确保“调得起、发得出”。

考核年充放电次数是为激励“高效利用”与“资源优化”，通过设定最低充放电次数门槛，倒逼储能主动参与市场交易，提升资源利用效率。

正如“零碳洞察”指出的，湖北独立储能容量补偿相当于一份稳定的 “固定工资” ，这笔钱将由全省工商业用户共同分摊。  但这“固定工资”不好拿。文件配套了严厉的KPI考核：如果一个月内，实际放电能力有两次达不到自己承诺值的98%，当月“工资”就打九折；如果发生四次，整月“工资”全部扣光。这传递的信号再明确不过：想要拿补贴，就必须成为随调随用、绝对可靠的电网“优质员工”。

三、完善相关配套政策

（八）健全市场机制。加快完善适应新型储能的电力市场规则，明确市场准入要求，不断完善发用电曲线申报、出清方式。支持新型储能按规则参与电力辅助服务市场，通过提供调频等辅助服务取得收益。

解读

目前，我省在运行辅助服务市场是调频市场（调峰辅助服务市场在现货市场运行后停运）。对于10万千瓦（2小时）新型储能，参与调频市场根据市场竞争情况不同日收益约2-6万元。

（九）优化调度机制。对参与市场的新型储能，优先按照市场出清结果安排调度运行；对未参与市场的新型储能，统筹系统安全调节、清洁能源消纳需要等因素做好调用。各类新型储能因系统安全需要调用产生的偏差电量单独计算，充放电偏差电量执行电网侧储能充放电价格机制。

解读

按照市场出清结果安排新型储能运行，将参与市场的主动权交给新型储能；对于暂不具备参与电力市场条件的新型储能，通过调度指令进行调用。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其它必要情况时，所有调管范围内的新型储能应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。