儲能發展的核心是有相應市場機制使其可以計入價格。過去十年，因為沒有市場機制，儲能無法計入價格，所以一直藏于表后，依附于火電廠、新能源電廠和用戶側。2015年開始電改，2019年啟動8個省電力現貨市場試點運行，目前7個省份開始不間斷地運行，為儲能獨立出來創造市場環境。電力現貨市場15分鐘一個出清時段，全天候變化，價格反應市場供需關系。目前，新模式運營效果較好，出于國際先進水平，山東的100MWh獨立儲能電站其規模是歐洲美國都少有的，而市場套利的功能在國外也并不普遍。電價套利是指在電價低時買電充電，電價高時賣電放電，收入取決于峰谷價差、電量、價差持續時間。而價格變化又由供需決定，需求端是負荷量，供給端是風光電、火電(變動成本由煤價決定)。如山東光伏裝機量大，中午電價較低，傍晚待太陽落山負荷又上漲，電價發生上漲。除此之外，大基地應用，即新能源配儲也為儲能提供了新的收入來源。基于新能源消納的需求，預計獨立儲能電站在未來5-6年內是新型儲能主力軍，但同時也面臨來自抽水蓄能、虛擬電廠的競爭。(國際能源局規劃2030年1.1-1.2億的抽蓄建設)

　　Q：獨立儲能收入拆分和成本分攤?

　　A：收入方面，第一部分價差套利取決于供需、時間、空間影響。比如山東，冬季1-3月歷史價差平均600-800以上，但夏天午間負荷升高導致價格稍高，價差減小，再比如浙江沒什么新能源，價差很低，全年平均200。可以根據歷史數據測算，預測未來電力現貨市場價格。假設全年平均價差500，儲能投資1600/kwh(不算epc)，一天一充一放，全年一個月檢修，靜態投資11年回收(價差800，7年回本)。同時，國家能源局今年發布文件，儲能充放走不用交負荷及附加電費(一毛一度)，但損耗要交，最終由用戶承擔。第二部分服務調頻收入，目前國內還沒有備用市場，儲能拿不到黑啟動的補償，同時儲能電站只能在電量套利和調頻2選1，目前只有山東儲能能夠參與調頻，調頻補償=火電調頻*10%，其收入太低導致許多獨立儲能不參與，但從市場化角度，儲能是好的調頻電源，其成本低于火電。考慮到套利只占4小時，儲能有20小時是閑置狀態，政策支持儲能調頻能給予儲能電站多一份收入，經濟性會有180度轉變。過去十年，調頻收入由所有發電機組分攤，今年國家能源局發布的輔助服務管理辦法明確服務費用要疏導到市場化用戶，目前還沒有完全輸到，但趨勢已確定。第三部分容量收入，山東比較先進，政府設計容量成本回收機制，規定用戶每1度交9分9支付給火電企業，儲能因無法持續發電，容量補貼是火電的1/12，后來政府為鼓勵發展儲能又在原基礎上x2，100mwh的儲能電站一年約能有600萬容量補償。第三部分新能源強配的容量租賃費的不確定，取決于具體客戶。第四部分流量租賃費大概是200-300元/kw/年，具體看能租出去多少。

　　Q：峰谷價差收益，規模，能支撐儲能體量?

　　A：19年6月規劃8個省、21年6個省+3個區開通電力現貨市場，其他省份也在積極推動店里現貨市場建設，新疆湖南寧夏給國家發改委提交了電力現貨方案。建設電力現貨市場已是全國共識，除海南西藏特殊地區電量少機組小，絕大省份都會搞現貨。目錄電價取消后，煤機、新能源、用電，70-80%工業商業都會現貨市場，除了農業、居民和保護性產業依舊實行固定電價。儲能盈利點主要還是價差，和絕對降價沒關系。

　　Q：擴容時間節點的判斷?

　　A：19年的八個省份除了浙江都在運行了，目標今年年底全部運行。第二批，今年底進入結算試運行。除此之外還會有5-10個省今年年底前進行模擬或者結算試運行，但還不會連續運行。明年底之前，全國至少有20個省份能夠連續跑起來。目前各方面條件都已經相對成熟。

　　Q：山東現貨市場的儲能電站的irr、收入拆分、比例細分?

　　A：電量套利60-70%，2500萬左右，套利不固定;容量收入600萬，容量租賃不確定，600-800萬保守。IRR沒公開。新能源強配儲是基于增量市場，需求大概在增量*20%，具體看供需，粗算2-3毛。

　　Q：容量租賃的要求

　　A：純金融合約，但必須省內消納。

　　Q：獨立儲能參與主體是哪些對象?

　　A：目前都是發電央企，五大的華能，華電，三峽國電投。理論上任何主體能滿足技術要求都可以進入。

　　Q：不同主體的優勢?

　　A：能否精準預測峰谷電價，低買高賣。

　　Q：非現貨比例?

　　發電側：發電側煤電先進去，氣電也已進入，新能源按照關聯方案里的文件后面會加快速度進入，不再是保護性的，核電大水電也要求進入現貨市場，用電側除了居民農業，絕大工商業進入現貨。

　　Q：電網調度的機制?

　　A：計劃體制下，固定上網調度決定發電機組發電量。現貨市場下，調度機構根據發電機組日前給到的報價調度，一般價低優先。電力交易市場分現貨和中長期交易，中長期交易是用戶和發電買賣雙方協定價格，形成金融性質的合約，然后根據現貨市場交易的價差結算。

　　Q：電網對電化學儲能的態度?

　　A：需要電化學儲能進行新能源消納。目前棄電率5%，由火電消納，超5%電網會考核，需要更多靈活性資源幫助消納。鋰電儲能較抽水蓄能建設速度快，100mw半年建成。儲能不會有補貼政策。需通過政府市場設計幫助儲能找到合適的應用場景。

　　Q：2025年需要多少靈活性資源消納資源，電化學和抽水蓄能占比各多少?

　　A：靈活性資源看各省情況。最大競爭來自抽水蓄能，官方文件2030年投運1.1-1.2kw千瓦抽蓄，但抽蓄規劃建設至少5年，6-8年都有可能。核心還是在于市場機制以及電源結構、供需關系造成的價差空間。

　　Q：火電上下調節的范圍?

　　A：40-50%。