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价差1元也不等于赚钱:储能收益表漏了这笔费

来源:锂电网
时间:2026-09-13 06:50:47
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2026年09月13日关于价差1元也不等于赚钱:储能收益表漏了这笔费的最新消息:9月有14个地区最大峰谷价差超过0.6元/千瓦时,但储能项目真正能留下多少钱,还得把系统运行费、损耗和可执行天数放回同一张表。下午三点,某园区会议室里摆着两份工商业储能报价。两家供

9月有14个地区最大峰谷价差超过0.6元/千瓦时,但储能项目真正能留下多少钱,还得把系统运行费、损耗和可执行天数放回同一张表。

下午三点,某园区会议室里摆着两份工商业储能报价。两家供应商都把“峰谷价差超过1元”圈成红色,回收期一份写4.8年,另一份写5.3年。老板看了半天,只问了一句同一块表,为什么差半年?

交易负责人把充电电价那一栏展开,答案出来了。一个模型只用了目录峰谷电价,另一个把系统运行费、充放电损耗和全年可执行天数都算了进去。

差的不是电池,是口径。

CNESA储能研究9月1日发布的代理购电分析显示,9月全国有14个地区最大峰谷价差高于0.6元/千瓦时,区间为0.6893—1.3529元/千瓦时。乍看之下,项目机会不少;可同一份分析还有一个更该被圈红的数字2026年前9个月,全国系统运行费平均为0.068元/千瓦时,去年同期是0.035元,同比上涨93%。

这笔钱如果没进模型,回收期自然显得漂亮。

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先把“峰谷价差”换成“到手价差”

做工商业储能测算时,最常见的算式是高峰电价减低谷电价,再乘放电量。这个算式没错,只是少了一层。

储能在谷段充电,企业付出的并不总是某个表格里最醒目的谷价。系统运行费直接进入购电成本,电池还有转换损耗;放电侧也不能假设每一度电都恰好替代最高价时段的电量。

可以先用一个简化口径

单位可得收益 = 避免的高峰购电成本 谷段充电综合成本 ÷ 往返效率 其他变动费用

假设名义价差为1元/千瓦时,往返效率按88%计算,谷段充电侧新增0.068元/千瓦时系统运行费,仅这项折算到每度放电,就接近0.077元。还没算需量变化、运维、衰减和偏差。

名义价差是宣传数字,到手价差才是投资数字。

不同省份差别还很大。CNESA数据中,9月湖南系统运行费达到0.163元/千瓦时,吉林0.139元,辽宁和黑龙江均为0.137元;北京、湖北则出现负值。拿全国平均数替代项目所在地数据,可能从第一行就算偏了。

所以第一张表不应只放“峰、平、谷”,还要加上系统运行费、代理购电价格构成、充电侧税费口径和往返效率。每一项都要注明月份和来源,别让旧电价在模型里住一年。

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再问一句一年真能跑多少天

回收期的第二个陷阱,是把理论循环次数当成实际循环次数。

报价方案常写“一天两充两放”。现实里,周末负荷低了怎么办?春节停产怎么办?尖峰电价退出后还跑第二个循环吗?设备检修、消防联动或园区扩产,又会占掉多少天?

9月全国执行尖峰电价的省份从8月的16个降到6个,说明夏季结束后,第二次高价放电窗口可能迅速变窄。若模型全年按每天两次循环,收益会被高估;电池衰减却不会因为Excel乐观就消失。

更稳妥的做法,是把全年拆成至少四类日迎峰度夏日、普通工作日、周末节假日和停产检修日。每类分别输入负荷曲线、可充时段、可放时段和循环次数。

可执行天数 × 可执行循环,才是项目真正的工作量。

我更建议用过去12个月的15分钟负荷数据做回放,而不是只看最近一张电费单。哪怕先抽取每月一个典型周,也比用365天乘2靠谱。这里有点麻烦,但值。

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合同里要写清“谁承担变化”

第三个问题常被留到签约时才讨论系统运行费上涨,收益少了,谁负责?

如果是业主自投,风险基本自己承担;如果采用合同能源管理、收益分享或保底模式,就必须看合同使用什么口径计算“可分配收益”。按名义峰谷价差分,还是按企业真实减少的电费分?系统运行费、损耗、需量变化和辅助服务收益算谁的?

这不是文字游戏。

国家发展改革委对发电侧容量电价机制的解释提到,调节性电源的部分成本回收会从电能量价格转向容量电价,并预计对工商业用户购电成本总体形成“一升一降”的对冲。对单个项目来说,总体影响不大,并不等于每个月、每个省、每种电费结构都不波动。

合同至少应明确四项

01收益以电网结算单、计量数据还是模型值为准;

02系统运行费等政策性费用变化如何传导;

03实际循环次数低于预测时,保底条款是否调整;

04电池效率和可用容量按什么周期测试。

只承诺回收期、不约定计算口径的合同,后面最容易吵架。

这里也要给供应商说句公道话电价机制一直在变,让任何一方保证八年不变都不现实。合理做法不是把风险硬塞给对方,而是约定数据来源、调整公式和复核周期。

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签报价前,先做一次“三表对账”

准备投资工商业储能,可以马上做三件事。

把当地最近12个月电价表放在一起,做一张综合充放电价表,系统运行费必须单列。

再从企业负荷数据里统计每月可执行循环和可放电量,形成实际运行表。不要用设备额定容量直接替代。

最后拿供应商收益模型逐项对合同,形成风险归属表电价变化、费用变化、效率下降、停产少运行,各由谁承担。

峰谷价差超过1元,当然是好消息。但项目值不值得做,最终看的是那1元经过费用、损耗、时间和合同之后,还能剩下多少。

把这笔账算细,报价才有比较的意义。

我是 Stanley,长期关注储能和电力市场交易。

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