02收益构成

▌调节容量市场机制下的容量租赁

根据云南省发展和改革委员会、云南省能源局联合印发的《云南省新型储能发展实施方案（2024—2025年）》：

技术路线为全钒液流电池的示范项目，2024年暂按其投产装机容量的3倍提供共享服务。

在此基础上，云南已构建一套具有地方特色的“调节容量市场”机制：

• 配储未达10%，或未按10%租赁储能容量的新能源企业，需以标准价上浮30%的价格（220元/kW·年×1.3＝286元/kW·年）向调节容量市场支付费用；

• 未能成功出租容量的新型储能企业，可按标准价格下浮30%的价格（220元/kW·年×0.7＝154元/kW·年）从调节容量市场获得保底收益。

云南省目前尚未出台容量电价机制政策，本次测算严格依据现行3倍容量租赁政策执行。考虑到容量租赁价格由市场自主协商、全额租赁实际难度较大，测算采用以下保守假设。

• 租赁率：80%

• 成交价格：220元/kW·年

• 保底价格：154元/kW·年

据此计算：

·实际出租容量：300,000 kW × 80% = 240,000 kW

·未成交保底容量：300,000 kW × 20% = 60,000 kW

·成交部分年收入：240,000 kW × 220元 = 5280万元

·保底调节收入：60,000 kW × 154元 = 924万元

·年度容量租赁总收入：5280万元 + 924万元 = 6204万元

云南“调节容量市场”机制，既有效规避了国家能源局136号文“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”的政策约束，又通过市场化方式引导新能源企业购买系统调节能力，为独立储能项目构建了可持续的容量租赁收益路径——目前已成为云南全钒液流电池储能项目最主要、最稳定的收益来源。

但需高度关注政策风险：示范项目可共享容量将根据调节容量市场供需变化、辅助服务市场及现货市场建设进展动态调整。特别是针对长时储能的3倍容量租赁政策，在省级容量电价政策正式出台后，极可能面临调整。根据相关配套规则，纳入省级共享储能清单的项目虽同时具备参与容量租赁与申请容量电价的资格，但同一容量收益不可重复核算——即容量电价与容量租赁收益须二选一。

▌现货套利：弹性较高的增量收益

依据最新发布的《南方区域电力现货市场正式运行云南配套实施方案（2026年版）（运行部分）》及《云南电力市场现货电能量交易实施细则（2026年V1.0版）》：

• 直接参与电力市场交易的储能电站，不再执行政府核定的固定分时电价，充放电价格由现货市场实时出清形成；

• 新型市场主体（独立储能、虚拟电厂等）在满足前置条件并进入商业运营后，可自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货出清。

云南省内现货市场出清价格上限为1032元/MWh，下限为0元/MWh。

受水电主导电源结构影响，云南电力市场呈现显著的丰枯周期特征：枯水期（11月–次年4月）来水偏少、电价高、峰谷价差大；丰水期（6–9月）水电大发、价差大幅收窄。

《关于进一步推进新型共享储能发展的通知》明确要求：新型共享储能项目每年等效充放电调度次数原则上不低于260次。

综合2025–2026年现货运行数据，本测算采用保守参数：

• 年均充电裸价：0.22元/kWh

• 年均放电裸价：0.40元/kWh

• 年等效充放电调度次数：300次

据此计算：

·年放电电量：100MW × 4h × 300次 = 1.2亿kWh

·年充电电量：1.2亿kWh ÷ 70% ≈ 1.71亿kWh

·年售电收入：约4800万元

·年购电成本：约3762万元

·现货电能量毛价差：约1038万元

需指出的是，现货套利收益高度依赖调度指令执行率、断面约束响应能力、交易策略优化水平等运营因素，不确定性较强；且随着储能装机规模持续增长，峰谷价差将趋于收敛，实际收益可能显著低于理论测算值。

▌辅助服务

2025年12月，国家能源局云南监管办公室等三部门联合印发《云南调频辅助服务市场实施细则》《云南黑启动辅助服务市场实施细则》：

• 调频服务：调频里程申报价格区间为3–8元/MWh，出清上限15元/MWh；独立储能准入门槛为额定功率持续响应时间≥1小时。

• 黑启动服务：采用挂牌交易方式，一般按年开展；申报价格下限1.5万元、上限4.5万元；发生大面积停电后，成功提供黑启动服务并恢复系统供电的经营主体，按300万元/台次标准获得补偿。

全钒液流电池响应速度可达百毫秒级，完全满足AGC调频技术要求；若项目具备构网型运行能力，亦可参与黑启动辅助服务。本测算假定其具备上述能力，年辅助服务收益约为600万元。

03成本支出

项目成本分为可变成本（与充放电量挂钩）与固定成本（与充放电量无关）两部分。

▌可变成本：输配电价 + 系统运行费 + 线损

依据国家发改委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》：

• 独立储能项目充电时视同用户，按单一制电价全额缴纳输配电价、系统运行费、上网线损；

• 放电时仅退减输配电价，系统运行费与线损不予退费。

依据《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（2023年）：

• 云南35kV单一制输配电价：0.142元/kWh

• 上网环节综合线损率：4.9%

根据云南电网公司每月公示的代理购电工商业用户电价表统计：

• 平均系统运行费：0.0276元/kWh

• 平均线损费：0.0138元/kWh

按上述参数估算全年可变成本：

·系统运行费：1.71亿kWh × 0.0276元/kWh ≈ 472万元

·线损费：1.71亿kWh × 0.0138元/kWh ≈ 236万元

·输配电支出：0.51亿kWh × 0.142元/kWh ≈ 724万元

可变总成本合计：1432万元

值得注意的是，自8月1日起，云南省已将220kV及以上电压等级单一制输配电价下调至0.1059元/kWh（降幅0.0361元/kWh），年输配电支出预计减少约184万元；叠加4.24%线损率调整，可变总成本有望进一步降低约200万元。

本次IRR测算最终采用新输配电价政策下的可变总成本为：1232万元。

▌固定成本：折旧 + 运维费

按100MW/400MWh方案、单位造价2.5元/Wh、储能系统造价2元/Wh测算：

• 项目总投资：约10亿元

• 储能系统投资：约8亿元

• 电解液初始投资：约3.6亿元（按2.5元/Wh中0.9元/Wh计）

·年折旧额：全钒液流电解液具备永久循环复用特性、容量衰减极小，不纳入折旧；其余设备投资（10亿元 – 3.6亿元 = 6.4亿元）按20年直线折旧、5%残值计算，年折旧额约3040万元。

·年运维费：按总投资10亿元的2%计，约2000万元

·固定成本合计：约5040万元

04资本金IRR测算

本次IRR测算采用25年全生命周期口径。综合前述收入与成本，在基准假设下：

·年总收入：约7842万元

·年总成本：约6272万元

·息税前利润：约1570万元

财务费用方面：项目总投资10亿元，贷款比例80%，年利率3.5%，按等额本息方式偿还，15年还清。首年利息支出约2800万元，之后逐年递减；15年贷款期满后，财务费用归零，运营后期现金流将显著改善。

·首年税前利润：约-1230万元

剔除折旧等非现金支出、扣除25%所得税及债务本金后，项目首年可支配净现金流约为-0.23亿元。

电解液初始投资3.60亿元，运营期满后按70%残值回收（即2.52亿元），于第25年末计入现金流入。

综合25年运营期、15年还贷期、25%所得税率测算，项目资本金内部收益率（IRR）约为1.2%。

结论清晰：即便在3倍容量租赁政策加持下，按当前测算边界条件，在云南投资全钒液流电池储能项目，其资本金IRR仍显著低于储能投资商普遍要求的6%以上收益率门槛。

值得期待的是，云南毗邻攀西钒钛产业集群，具备电解液本地化供应的天然降本优势。若项目总投资能降至2元/Wh以内，叠加电解液租赁模式、争取政府性基金支持或税收优惠政策，项目IRR有望提升至6%的行业基准线。

当然，政策变量不可忽视：若未来租赁系数下调、或省级容量电价政策正式出台，项目收益结构将面临实质性重构，经济性需重新评估。

最后必须强调：在市场化盈利机制下，项目实际运营水平对最终收益具有决定性影响。若设备质量不达标、调度响应能力不足、交易策略失效，导致无法兑现应有收益，再乐观的IRR测算也终将沦为纸上谈兵。

事实上，目前已投运的多个商业化全钒液流电池储能项目，在实际运行中已暴露出上述短板。这一现实问题，亟待行业同仁高度重视并协同破题。

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