信用风险决策参考 2025-11-12
信用风险决策参考 2025-11-12
分析结论：
针对独立储能容量补偿机制，目前各地探索路径和探索进度不一。短期来看，独立储能电站经营发展当前仍面临收益瓶颈，国家层面有必要加快完善出台独立储能容量补偿机制，推动政府定价兜底补偿模式转向市场化的容量电价机制，保障独立储能在市场建设过渡阶段的合理收益。长远来看，独立储能电站经营发展必须坚持市场化改革，探索开展容量市场研究，在具备条件的地区优先展开试点，同时持续加强电力市场体系建设和机制衔接工作，统筹优化“电能量+容量+辅助服务”的电力市场交易体系。(LQY)
分析过程：
目前，独立储能电站主要通过“电能量(现货套利)、容量(容量电价+共享租赁)、电力辅助服务”三类价值渠道实现收益，收益水平主要受到价格及市场机制和政府补贴政策等因素的影响。根据中央政策的相关要求，内蒙、山东、广东、新疆等地结合地区自身特点，推出了形式不同的独立储能容量补偿政策机制。
比如内蒙古在发布的《内蒙古能源局关于加快新型储能建设的通知》中提出，对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，补偿标准明确后执行时间为10年。其中2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/千瓦时。山东规定独立储能电站容量补偿标准延续2023年《通知》要求，燃煤机组补偿为每年每千瓦100元(含税)，用户侧收取标准暂定为0.0705元/kWh(较此前0.0991元/kWh下降约30%)。广东独立储能电站可获得的电费补偿金额根据补偿标准和月度可用最大容量确定，其中年度补偿标准统一为100元/千瓦(含税)，月度补偿标准按年度补偿标准除以12确定，每月补偿电费以元为单位数。新疆在印发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》中提出，建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿。河北明确冀北地区独立储能依据全容量并网时间，享受容量电价激励机制，容量电价上限100元/千瓦/年……
虽然各地的政策细节和补偿标准有所不同，但总体目标是通过政策支持促进独立储能的发展，提升其市场竞争力。各地将容量补偿机制进一步细化到独立储能上，一定程度上缓解了独立储能面临的盈利不足问题，但定价方式缺乏动态调整机制，不利于提升资源配置效率，难以支撑独立储能市场化可持续运作。随着“136号文”明确取消新能源强制配储要求，独立储能既有的租赁收益受到较大影响，亟需加快建立长期稳定有效的容量电价机制，合理体现独立储能容量价值，支撑建立可持续的商业模式，推动行业健康发展。
以广东为例，按照当前造价水平，100兆瓦/200兆瓦时独立储能项目总投资约为2.8亿元。根据政府相关部门测算结果，考虑项目净资产占总资产的30%，项目年度成本主要包括折旧、财务费用、运维费用三项，其中折旧费用约为2800万元、财务费用约为927万元、运维费用约为700万元，年度合计成本约为4427万元；项目年度收入主要包括辅助服务(调频、备用)收入、电力现货市场收入、容量租赁收入三项，其中辅助服务收入约为2132万元，电力现货市场收入约为192万元，容量租赁收入约为1760万元，年度合计收入约为4084万元。在不考虑容量电费补偿的情况下，项目年度收入低于成本，处于亏损状态。按照广东发改委《关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知》相关规定，独立储能可获得的容量电费年度补偿标准为100元/千瓦(含税)，上述独立储能项目每年可获得容量电费1000万元，年度净利润为657万元，项目实现扭亏为盈。
除了山东和内蒙古之外，当前，国内各省的独立储能容量补偿机制多采用政策性的短期补偿，补偿政策有效期通常为1—3年，无法覆盖独立储能的全生命周期(10年左右)；同时，新疆、河北、浙江等省区政策中明确了补偿标准逐步退坡的相关要求，明确规定独立储能的容量补偿收益逐渐降低，但调整幅度更多是基于人工经验，容易造成“过补”或者“欠补”问题，独立储能项目长期收益能力面临较大不确定性，具体影响仍需深入分析。
