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一、山西新能源及储能发展现状

山西是我国能源大省和全国首批8个电力现货试点省份之一。从早期的火储联合调频项目，到2018年就提出的独立储能示范电站的概念，山西一直在中国储能应用中处于引领的地位。

根据国网山西电科院相关数据，截止2023年5月，山西新能源装机容量已经达到了4395万千瓦，同比增长657.8万千瓦。新能源装机在山西统调的装机占比已经达到了48.9%，预计到2025年可能会超过55%。这么大规模新能源电站接入山西电网之后势必会带来波动性、间歇性和反调峰性的影响，会对山西电网的稳定性构成严重威胁。经统计，山西风电15分钟最大功率变化值最高可达到244万，光伏15分钟最大功率变化最高可达107万，风电、光伏的波动性对电网的安全造成很大影响。而储能恰恰是解决新能源出力波动性、间歇性和反调峰性的有力工具。山西省能源局、山西能源监管办都出台了相应的政策支持储能的发展。

二、山西独立储能盈利模式

山西省是我国首批电力现货市场交易试点省份，电力现货市场较为成熟，同时也是我国第一个对电力一次调频进行市场化尝试的省份。目前山西独立储能电站盈利模式为一次调频辅助服务、电力现货市场套利、调峰辅助服务和容量租赁等4种模式。

一次调频辅助服务：2021年12月30日，山西能监办发布《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则(细则)》，山西独立储能可以参与电力一次调频交易，按照5元/MW—10元/MW给予补偿。

电力现货市场套利：2023年3月《山西省电力现货市场交易实施细则V13》对独立储能参与电力现货市场交易给出了相关规定。独立储能电站可以通过报量报价或报量不报价方式参与现货市场，独立储能电站可在电价低谷时充电，电价高峰放电，赚取电价差。

调峰辅助服务：与现货交易时段重叠，一般不考虑该收入。

容量租赁：独立储能电站建设方将自身的装机容量租赁给新能源发电厂，使其达成配储目标，以此获得稳定的租金收入。山西省《2023年全省电力市场交易工作方案》指出，2023年将研究出台独立储能容量租赁相关机制，目前对于租赁年限和租赁价格暂无政策规定；国内其他省份规定的租期一般在1-10年，最长可达20年，指导价格100-300元/kWh/年不等。

三、测算案例

根据研究需要，我们选取数字能源云平台中一个储能规划项目作为案例分析如下：项目位于山西省太原市，项目盈利模式为电力现货市场交易和一次调频辅助服务，装机规模为200MW/400MWh独立储能项目，建设期为12个月，运营期为20年，第10年更换电池1此项目静态投资为65450万元，建设期利息为1076.28万元，资本金占动态投资的30%，流动资金借款利率为3.85%，综合运维费标准按0.01元/Wh，年衰减率为3%，储能年充放电次数为720次，放电深度为90%，系统效率为85%，充电价格为0.3216元/kWh，售电价格为0.8976元/kWh，同时参与山西省一次调频辅助服务，服务调节里程为100MW/天，年利用天数为120天，调频补偿标准为6元/MW。

经数字能源云平台测算结果为：全投资收益率税后为9.45%，资本金内部收益率税后为20.93%，资本金投资回收期税后为4.46年，单位千瓦静态投资为1636.25元/kW，单位千瓦动态投资为1663.16元/kW，参考行业标准该项目财务评价可行。

数字能源云-智慧能源经济评价系统

盈亏平衡分析图

单因素(投资)敏感性分析图

更多项目案例和资源参数信息请访问数字能源云-新能源技经指数监测平台。

随着国家对“碳中和”和“碳达峰”政策的制定，传统的火力发电厂正逐步被更环保的风力发电和光伏发电等新能源发电厂所取代，因为风力发电和光伏发电的特性，无法做到稳定的输出，就需要配备储能设备进行调频调峰等功能以保证新能源的消纳，平滑新能源输出。目前，市场上关于储能的收益模式大致可以分为：1、调频市场；2、峰谷价差；3、容量出租；4、黑启动；5、备用容量；6、容量补偿；7、辅助调峰；8、风电储能；9、光伏储能；10、风光储一体化。能耀科技自主研发的智慧能源经济评价系统和软件已经涵盖了以上10种收益模式。欢迎联系咨询：18600462368（手机与微信同号）。

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