2026年5月，新疆自治区发改委印发《新发改能价〔2026〕346号》，正式建立电网侧独立储能容量电价机制：

明确储能容量电价基准与煤电持平，统一执行165元/千瓦・年，并以6小时满功率放电为基准折算核定项目可用容量。

在该政策下，在新疆投建一座全钒液流电池储项目的经济性，究竟如何？

01测算边界

以新疆地区一座100MW/400MWh全钒液流储能电站为例，以下为本测算设定的具体参数：全项目总投资10亿元，单位造价2.5元/Wh；储能系统投资8亿元，单位造价2元/Wh。

02收益构成

▌容量电价收益

新疆容量电价核心规则以6小时净负荷高峰时长为折算基准，本项目为100MW/400MWh钒电池储能，额定放电时长4h，核定可用容量按照实际放电时长与基准时长比例折算。

折算系数：

4÷6≈0.6667；

名义装机容量：

100MW=100000kW；

核定可用容量：

100000×4÷6≈66666.67kW；

月度容量电价：

165元/kW・年÷12≈13.75元/kW・月；

月度容量电费：

13.75×66666.67≈91.67万元/月；

年度容量电价总收入：

91.67×12=1100万元；

容量考核规则：

月度申报容量未达标考核：月内两次未达标扣10%、三次扣50%、四次及以上全额扣除；年度累计三次全额扣减月度电费，取消当年容量补偿资格；

年等效充放电循环低于180次，仅发放80%容量电费，20%抵扣系统运行成本；本项目年循环300次，不受该条款约束。

适用范围仅限纳入自治区清单管理的电网侧独立储能，新能源配储、源网荷储一体化配套储能暂不享受该容量电价。

▌电能量市场收益

新疆电力现货市场于2025年10月11日转入连续结算试运行，但截至2026年7月仍未转入正式常态化运行阶段。依据《新疆电力中长期市场实施细则》（2026年4月1日执行），直接参与电力市场交易的独立储能电站不再执行政府划定的固定分时电价，充放电价格通过现货市场实时出清形成；独立储能可自主选择以“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货出清。

政策分层说明：1）中长期交易阶段延续2023年新疆储能配套政策、国家475号文，独立储能放电上网对应的充电电量免收输配电价、政府性基金及附加；2）新发改能价〔2026〕346号（2026-06-01执行）明确现货连续运行后储能充放电按现货价格结算，充电环节先计收输配电费、放电对应电量同步退减输配电成本，优惠逻辑不变。

综合2025-2026年现货试运行实际出清数据、行业中性假设，钒液流电池综合循环效率取70%，保守设定年等效完整充放电调度次数300次，设置中长期分时段套利、纯现货套利（中性情景）、中长期+现货混合运营三种测算模式。

年放电电量：

100MW×4h×300次=1.2亿kWh

年充电电量：

1.2亿kWh÷70%≈1.7143亿kWh

模式一：中长期分时段峰谷套利（融资基准情景，可研、银行评估首选）

北疆独立储能中长期市场保守电价（已扣减输配电价、基金减免）：低谷有效充电成本0.22元/kWh，高峰售电价格0.78元/kWh

年售电收入：

1.2亿kWh×0.78元/kWh=9360万元

年购电成本：

1.7143亿kWh×0.22元/kWh≈3771.46万元

中长期电能量套利毛利：

9360－3771.46＝5588.54万元

中长期市场执行固定峰谷分时区间，价差稳定可预判，不受现货价格大幅波动冲击，收益确定性最高，作为项目基础收益测算基准。

模式二：全量参与电力现货套利（仅中性情景）

结合2025年10月—2026年6月新疆现货试运行全年平滑均价取值：年均现货充电裸价0.18元/kWh，年均放电裸价0.38元/kWh；结算规则为充电先缴输配电费、放电对应电量全额退还，等效实现输配电成本减免。

年售电收入：

1.2亿kWh×0.38元/kWh=4560万元

年购电成本：

1.7143亿kWh×0.18元/kWh≈3085.74万元

现货电能量套利毛利：

4560－3085.74＝1474.26万元

现货市场无固定人工划定峰谷时段，新能源大发期价差持续压缩，冬春保供期价差大幅抬升，全年收益波动极强；同时电网存在南北疆断面送出约束、现货中长期偏差、实时电量偏差考核机制，本次测算未计入考核罚金，实际运营收益存在下行空间。

模式三：中长期+现货混合运营（行业参考情景方案）

市场通用配比：60%放电电量通过中长期合约锁定基础稳定收益，剩余40%放电电量参与现货市场捕捉季节性超额价差

中长期单位放电套利毛利：

5588.54万元÷1.2亿kWh≈0.4657元/kWh

现货单位放电套利毛利：

1474.26万元÷1.2亿kWh≈0.1228元/kWh

中长期板块套利毛利：

1.2亿kWh×60%×0.4657元/kWh＝3353.04万元

现货板块套利毛利：

1.2亿kWh×40%×0.1228元/kWh＝589.44万元

混合模式电能量套利总毛利：

3353.04＋589.44＝3942.48万元

混合模式兼顾收益稳定性与超额盈利弹性，对冲纯现货模式大幅波动、纯中长期模式收益上限偏低的短板，是当前新疆已投运独立储能普遍采用的运营策略。

重要风险提示：当前仅连续结算试运行，未进入正式运行，市场规则、价格形成机制仍存在调整空间；新疆现货建设进度滞后西北其他省份，存在延期正式运行的可能，纯现货套利模式收益兑现周期不确定；

输配电价减免政策中长期阶段直接执行全额减免，现货阶段采用“先缴后退”模式；若后续市场细则修订，退减规则收紧将直接抬升充电成本，压缩套利空间；

新疆光伏午间大发时段外送通道断面饱和，电网调度存在限充约束，难以稳定保障每年300次完整充放电循环；若实际循环次数下滑至260次，全部场景电能量套利收益同步缩水13.3%。

▌辅助服务收益

新疆电力现货市场连续结算试运行期间，有偿调峰辅助服务市场暂停常态化交易，远期现货正式运行后有偿调峰市场不再存续，故调峰收益不予测算。现阶段独立储能可参与市场化辅助服务包含调频、旋转备用；无功调压暂无市场化交易收益。

调频服务

采取容量申报+调频里程竞价，里程报价上限15元/MW；储能响应速度优势显著，综合性能指标K值较高。

假设年均有效调频里程42000MW，综合结算均价9元/MW，平均K值取1.1。年度调频总收益：42000MW×9元/MW×1.1=415.8万元

备用服务

日前申报备用容量，收益为预留可调容量待命补偿，被实际调用时另行结算电能量；整体单价偏低。

假设年均有效备用容量时长28000MWh，综合均价10元/MWh。年度备用总收益：28000MWh×10元/MWh=280万元

风险提示：本次测算为理想情景，假设调频、备用中标容量与调用时长均达预期水平。实际运行中受电网调节需求波动、市场主体扩容、出清价格下行影响，辅助服务收益存在不确定性。

03成本支出

项目的成本分为可变成本（与充放电量挂钩）和固定成本（与充放电量无关）两部分。

▌可变成本测算（区分市场参与模式，政策假设说明）

可变成本构成：输配电价+系统运行费+上网线损费。

当前新疆处于现货连续结算试运行过渡期，独立储能结算规则按参与市场类型差异化执行：

①独立储能电量仅参与中长期交易：充电电量免收输配电价及政府性基金附加，系统运行费、上网线损费按全部充电电量缴纳、不予退还；

②独立储能电量参与现货市场（含中长期+现货混合运营模式），依据新发改能价〔2026〕346号、发改价格〔2026〕114号，充电时视作用户全额缴纳输配电价、系统运行费、上网线损；放电仅退减对应放电电量输配电价，系统运行费、线损不予退费。

现阶段自治区尚未出台中长期、现货电量分轨结算细则，保守测算假定：电站只要参与现货市场交易，全部充放电电量统一执行现货“先缴后退”结算规则。

基础测算条件：年度充电电量1.714亿kWh，年度放电电量1.20亿kWh；系统运行费0.0715元/kWh，线损结算单价0.0095元/kWh；项目接入220kV，执行第四监管周期输配电价0.1095元/kWh。

情景一：项目全部电量参与中长期交易

输配电支出：0万元

系统运行费：

1.714亿kWh×0.0715元/kWh＝1225.51万元

线损费：

1.714亿kWh×0.0095元/kWh＝162.83万元

可变成本合计：1388.34万元/年

情景二：项目参与现货市场（含中长期+现货混合运营，保守基准假设）

净承担输配电电量=充电电量−放电电量=0.514亿kWh

净输配电支出：

0.514亿kWh×0.1095元/kWh＝562.83万元

系统运行费：1225.51万元

线损费：162.83万元

可变成本合计：1951.17万元/年

敏感性补充说明：若后续新疆出台分轨结算细则，中长期电量执行免收输配电价、现货电量单独核算，在60%中长期、40%现货配比下，中性乐观情景可变成本约1613.58万元/年，存在成本下行空间，最终以国网新疆电力、新疆电力交易中心月度实际结算规则为准。

▌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计算，项目总投资约10亿元、储能系统投资8亿元：

年折旧额：全钒液流电解液属于可永久循环复用、容量几乎无衰减的资产，因此不纳入折旧。除电解液外的设备（10亿-3.6亿=6.4亿元）按20年折旧、5%残值计算，约3040万元。

年运维费：按总投资的2%计算，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年全运营周期口径，电能量市场收益及可变成本按照中长期交易60%、现货交易40%的电量结构进行测算。综合各项收入与成本，在基准假设条件下：

年总收入：约5738万元

年总成本：约6991万元

息税前利润：约-1253万元

财务费用：项目总投资为10亿元，贷款比例80%，年利率3.5%，按等额本息计算，首年利息约2800万元，之后逐年递减。15年贷款还清后，财务费用归零，运营后期现金流将明显改善。

首年税前利润：约-4053万元

折旧为非现金成本，剔除折旧、扣除税费、债务本金后，项目可支配净现金流约-1783万元。

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，在第25年末计入。

结合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）＜0，约为-3.25%，全周期持续亏损。

综合本次全周期财务测算结果来看，项目难以实现正收益。一方面受容量电价折算稀释、全钒液流初始投资成本高、现货结算规则抬升可变成本等硬性约束，盈利基础薄弱；另一方面，现阶段新疆新旧储能结算政策并行，区域电力现货市场仍处于连续结算试运行阶段，各类交易细则、价格补偿机制尚未完全定型，后续存在较大政策优化空间。