中國儲能網(wǎng)訊：為滿足投資人了解不同省份儲能電站的電能量收益情況，飔合科技廣泛收集市場數(shù)據(jù)，基于聆風(fēng)智儲收益測算模型，綜合考慮放電收益、充電成本以及設(shè)備性能（設(shè)備充電深度95%，轉(zhuǎn)化效率84%，額定功率100MW），測算獨立儲能電站在各省現(xiàn)貨市場低充高放理論最優(yōu)收益表現(xiàn)，為投資決策提供量化分析依據(jù)。
01
現(xiàn)貨價差
本文統(tǒng)計了各省現(xiàn)貨價差并分別測算2小時與4小時儲能系統(tǒng)的電能量市場收益，包括現(xiàn)貨正式運行省份：廣東、蒙西、甘肅、山東、山西、湖北；7-9月現(xiàn)貨結(jié)算試運行省份：新疆、寧夏、遼寧、河北南網(wǎng)。部分現(xiàn)貨省份節(jié)點差異較大，以下數(shù)據(jù)僅作為參考。
表1：2025年三季度不同省份現(xiàn)貨價差對比分析
逐小時平均價差表現(xiàn)：從三季度儲能單次充放電逐小時平均價差表現(xiàn)來看，山西、遼寧、蒙西有較大優(yōu)勢，南網(wǎng)省份價差較小，云南價差最低。
現(xiàn)貨價差呈現(xiàn)出明顯的南北方差異，原因主要有以下兩方面：首先，儲能價差的本質(zhì)是市場機制設(shè)計下的峰谷電價差，蒙西、山西、遼寧等省份通過分時電價改革，實現(xiàn)了“低充高放”的較高價差收益；其次，三季度期間全國降水量較為集中，南方區(qū)域陰雨天氣占比遠(yuǎn)高于北方區(qū)域，導(dǎo)致南方區(qū)域新能源出力大幅降低，峰谷價差縮小，導(dǎo)致呈現(xiàn)明顯的南北方差異。
02
循環(huán)次數(shù)
2025年三季度2小時儲能系統(tǒng)月均、季度平均循環(huán)次數(shù)如下，甘肅循環(huán)次數(shù)最多，貴州最少。
表2：2025年三季度2小時儲能系統(tǒng)月均、季度平均循環(huán)次數(shù)
2025年三季度系統(tǒng)4小時儲能月均、季度平均循環(huán)次數(shù)如下，甘肅循環(huán)次數(shù)最多，貴州最少。
表3：2025年三季度4小時儲能系統(tǒng)月均、季度平均循環(huán)次數(shù)
儲能 “充放電峰谷價差”，是影響循環(huán)次數(shù)的首要因素，三季度期間，甘肅峰谷價差變化明顯，其次，甘肅明確 “新能源消納優(yōu)先調(diào)用儲能”，因此甘肅儲能充放次數(shù)高于其他地區(qū)；反觀貴州等南網(wǎng)省份，三季度期間南方地區(qū)降水集中，導(dǎo)致峰谷價差縮緊，收益降低，最終導(dǎo)致南網(wǎng)省份充放電循環(huán)次數(shù)普遍較少。
03
收益分析
2025年，三季度儲能收益呈現(xiàn)出明顯的南北方地域差異。三季度期間全國降雨量集中，遼寧、蒙西、山西等地區(qū)處于我國北部內(nèi)陸地區(qū)，相較于南方沿海地區(qū)，北方內(nèi)陸省份降雨天氣較少，新能源出力較多，現(xiàn)貨價差較高。
2小時收益測算：
2小時儲能收益中，遼寧、蒙西、山西收益較高，月均收益在180-230萬元之間；南方區(qū)域收益整體偏低。
表4：2025年三季度2小時儲能系統(tǒng)月均、季度平均收益
圖1：2小時儲能各省收益預(yù)估
4小時收益測算：
4小時儲能的收益排名與2小時儲能基本一致，第一梯隊仍是遼寧、蒙西、山西三省，月均收益在310-380萬元之間。
表5：2025年三季度4小時儲能系統(tǒng)月均、季度平均收益
圖2：4小時儲能各省收益預(yù)估
與二季度相比，三季度收益下滑明顯，季節(jié)性變化是三季度收益下滑的主要影響因素。三季度期間，全國處于主汛期，天氣影響因素更復(fù)雜，受副熱帶高壓穩(wěn)定控制與臺風(fēng)外圍云系共同作用，暖濕氣流持續(xù)輸送的同時，疊加冷空氣南下觸發(fā)對流天氣，導(dǎo)致降雨呈現(xiàn)“過程頻繁、累計雨量大、短時強度高”的特征，受此天氣差異影響，三季度日前現(xiàn)貨價格波動較二季度進(jìn)一步收窄，峰谷價差縮小，最終導(dǎo)致三季度獨立儲能峰谷套利獲益較二季度明顯減少。
圖3：二季度電價預(yù)測
圖4：三季度電價預(yù)測
倍率提升
從收益倍率上看，山東提升倍率最高，三季度平均提升倍率能夠達(dá)到1.92，南網(wǎng)區(qū)域普遍提升倍率較低。
表6：2小時與4小時儲能系統(tǒng)，7月份收益倍率提升
表7：2小時與4小時儲能系統(tǒng)，8月份收益倍率提升
表8：2小時與4小時儲能系統(tǒng)，9月份收益倍率提升
表9：2小時與4小時儲能系統(tǒng)，三季度平均收益倍率提升
峰谷價差的 “幅度大小”“時段結(jié)構(gòu)”和“穩(wěn)定可預(yù)測性” 三大特征，決定了不同容量儲能電站的 “價差捕捉效率” 和 “單位收益成本比”，以山東為例，現(xiàn)貨低電價時段和高電價時段持續(xù)時間長，能保證在低電價時段完成充電，高電價時段完成放電，進(jìn)而導(dǎo)致山東等省份的收益倍率分化。
現(xiàn)貨電能量收入只是儲能場站收入的一部分，飔合科技收集各省獨立儲能收益方式，通過調(diào)研與實際交易決策，落實各省政策執(zhí)行情況。
山東獨立儲能電站有4種收入途徑，分別是參與電能量市場、獲取容量補償、參與輔助服務(wù)市場和參與容量租賃市場。目前主要收入來源為電能量市場和容量補償，2025年8月18日至8月24日，山東開展了為期7天的分時調(diào)頻輔助服務(wù)，市場調(diào)電試運行；容量租賃市場不活躍。2024年7月1日起，山東獨立儲能在現(xiàn)貨市場正式進(jìn)入“報量報價”模式，申報方式的改變，對申報策略、場站收益均有較大影響。
寧夏獨立儲能電站需自主選擇“報量報價”或“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場?！皥罅坎粓髢r”方式下，申報次日96點充放電曲線及是否服從調(diào)劑；“報量報價”方式下，申報次日量價曲線及設(shè)備性能參數(shù)。
甘肅獨立儲能項目參與現(xiàn)貨電能量、市場調(diào)峰容量市場以及調(diào)頻輔助服務(wù)，共享儲能不參與調(diào)峰容量市場，僅參與現(xiàn)貨電能量市場以及調(diào)頻輔助服務(wù)市場。
蒙西現(xiàn)階段，不參與中長期，示范項目以補貼+現(xiàn)貨的模式獲取收益。
河北南網(wǎng)獨立儲能可以按發(fā)電企業(yè)和電力用戶身份參與中長期交易，并以“報量不報價”形式參與現(xiàn)貨市場。
新疆獨立儲能主要參與電能量市場（中長期市場），尚未參與新疆區(qū)域輔助服務(wù)市場，現(xiàn)貨試運行期間參與現(xiàn)貨。
各省參與現(xiàn)貨的方式均有差異。想進(jìn)一步了解各交易區(qū)域、交易省份的詳細(xì)數(shù)據(jù)表現(xiàn)、政策解析以及對應(yīng)的交易策略歡迎滴滴我們。
目前飔合科技電價預(yù)測模型已與儲能策略模塊深度集成，作為前置輸入支撐系統(tǒng)自動決策，實際應(yīng)用中日前電價預(yù)測準(zhǔn)確率超85%。
圖5：電價預(yù)測
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智能策略
飔合科技構(gòu)建了一套覆蓋實時響應(yīng)、每日申報與收益復(fù)盤的完整策略體系，支持實時策略與收益預(yù)估的聯(lián)動調(diào)度，可通過接口對接完成自動響應(yīng)。系統(tǒng)化的智能策略解決方案已具備策略生成–參數(shù)輸出–模擬評估–收益閉環(huán)的一體化能力，可為區(qū)域儲能資產(chǎn)提供穩(wěn)定、可復(fù)制、可擴展的智能決策支撐。
圖6：日前策略申報
圖7：策略能力分析
飔合科技以收益最大化為目標(biāo)，以政策執(zhí)行為導(dǎo)向，以數(shù)字化平臺為抓手，實現(xiàn)獨立儲能的精細(xì)化管理。我們非常歡迎行業(yè)伙伴垂詢交流考察。
