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• 瑞晨互联
• 2025-09-25
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15.7% IRR如何实现？2025网侧储能三维收益模型与实操测算

一、政策基石：收益保障机制的区域差异与落地现状

政策是网侧储能收益的核心锚点，当前已形成 “国家框架 + 地方细化” 的差异化体系：

• 容量补偿机制：内蒙古明确容量补偿由发电侧分摊，上限 0.35 元 /kWh，补偿期长达 10 年；浙江实行三年退坡补贴，按 200 元、180 元、170 元 / 千瓦・年递减，且要求调峰项目年利用小时数不低于 600 小时方可申领。

• 电价优化政策：迎峰度夏（冬）期间，浙江对电网侧储能实行充电电价优惠，全时段按低谷电价执行且免缴输配电价，推动日均利用小时数从 6.75 小时提升至 8.58 小时。

• 市场准入放开：浙江、广东等现货市场地区允许独立储能以场站为单位参与电能量交易，调频市场申报门槛降至 50MW/100MWh，单个项目中标容量上限 20 万千瓦。

二、收益结构拆解：从单一套利到多元协同的质变

2025 年网侧储能收益已形成 “峰谷套利为基、辅助服务增效、政策补贴托底” 的三维结构，头部项目 IRR 较 2023 年提升 4-6 个百分点：

1. 基础收益：峰谷套利的空间与策略

全国 29 个省份峰谷价差均突破 0.7 元 /kWh，上海以 1.9 元 /kWh 居首，为套利创造天然条件。以浙江 1MW/2MWh 网侧项目为例：

• 常规模式：非迎峰期执行 “两充两放”，低谷（0.31 元 /kWh）充电、燃煤基准价（0.4153 元 /kWh）放电，单 kWh 价差 0.25 元，年收益约 57.6 万元；

• 优化模式：迎峰期通过液冷温控技术实现 “三充三放”，叠加充电电价优惠，价差扩大至 0.42 元 /kWh，年收益提升至 92.16 万元。

2. 增值收益：辅助服务的高弹性空间

辅助服务已成为收益增长的核心引擎，2025 年全国市场规模突破 500 亿元：

• 调频服务：浙江调频里程报价区间 1-15 元 / 兆瓦，响应速度达毫秒级的储能项目中标率超 80%，单次调频收益是常规放电的 3 倍；

• 现货交易：内蒙古大航新能源 200MWh 项目，通过现货价差套利年增收 4724 万元，占总收益的 86.3%；

• 需求响应：广东项目年均参与调峰 50 次，获补贴 10 万元，占收益比重 9.4%。

3. 政策收益：补贴与租赁的补充作用

• 内蒙古某 200MWh 项目年获容量租赁收入 500 万元，占总收益的 9.1%；

• 浙江早期项目享受首年 200 元 / 千瓦补贴，100MW 项目年获补贴 2000 万元，可覆盖 15% 的运维成本。

三、标杆项目测算：三类技术路线的收益对比

不同技术路线因成本与效率差异，收益表现呈现显著分化：

四、收益优化策略：技术与模式的双重突破

1. 智能算法赋能

国能日新在蒙西项目采用 Bi-LSTM+Transformer 混合模型，精准预测电价波动，2025 年 3 月捕捉 1.5 元 /kWh 瞬时价差，单日套利增收 12 万元。

2. 多场景组合运营

• 保守型：70% 峰谷套利 + 20% 需量管理 + 10% 需求响应，浙江项目 IRR 稳定在 9.2%；

• 进取型：50% 现货套利 + 30% 辅助服务 + 20% 政策补贴，广东项目 IRR 达 14.9%。

3. 长时技术降本

液冷储能系统通过电芯温差控制（≤3℃），延长电池寿命 20%，使全生命周期成本降低 12%，内蒙古项目回收期缩短 0.8 年。

五、风险与机遇：收益可持续性的关键变量

• 现存挑战：浙江部分项目补贴未及时到位，且因电网调度限制未能参与调频，实际收益较理论测算低 30%；电池占系统成本 65%，更换成本构成长期压力。

• 破局机遇：长时储能技术（如液流电池）IRR 有望从 6.79% 提升至 9%；虚拟电厂聚合模式可使辅助服务收益增加 27%。

六、结论：收益设计的核心逻辑

网侧储能已从 “政策依赖” 转向 “市场驱动”，未来收益最大化需把握三大原则：在价差≥0.8 元 /kWh 区域优先布局套利型项目，在现货市场成熟地区侧重辅助服务参与，在长时储能试点区域抢占技术红利。通过 “政策吃透 + 算法提效 + 场景组合”，可将项目 IRR 稳定在 12% 以上。