**纪要涉及的行业或公司** * 行业：储能行业、电力市场（现货市场、辅助服务市场、容量电价机制）[1][2][4] * 公司：海博思创（央企，布局独立储能站）[27] **核心观点和论据** * 储能需求双驱动：政策（136号文推动市场化、禁止强制配套）与市场（现货价差、容量补偿）共同驱动储能招标热度上升，锂电池价格从1元/Wh降至0.3元/Wh[2][3][34] * 收益模式分化： * 现货价差主导型：山东（中午充电价0.03元/度，放电价0.68-0.7元/度，10万千瓦储能年收益2,260万元）[4][6][13] * 辅助服务/补偿主导型：甘肃（调频规则优，容量补偿按放电时长/高峰时长×系数计算）[2][4][20] * 区域经济性差异： * 高经济性区域：山东、江苏、河北南网、河南（价差大、市场规模大）[4][19] * 低经济性区域：浙江、四川（水电调节能力强，价差<0.2元）、西北（新疆电价0.25元/度，价差小）[10][21][22] * 全国现货市场建设：2025年底覆盖20省（当前9省），储能调度依据现货价格信号[7][8][27] **其他重要但易忽略的内容** * 容量电价发展三阶段：省级试点（内蒙古、河北、甘肃）→国家统一电价（参考甘肃模式，2025年底出台）→容量市场（山西试点）[9][11][28] * 技术成本对比：新型储能容量电价180元/千瓦/年（4小时），抽水蓄能500-800元/千瓦/年，煤电330元/千瓦/年[12][28] * 峰谷价差影响：储能建设可能缩小价差，但136号文要求新能源入市拉大价差，山东通过调节能力控制弃风弃光率≤5%[15][16][31] * 特殊应用场景： * 新疆绿电直连（650号文推动风光+储能替代火电）[25] * 山东源网荷储一体化（电网强势、人口密集，威海项目妥协推进）[26] * 市场机制限制：现货交易占比≤20%，价格区间受限（山东-0.08至1.3元/度），政府强管控[30][31] **风险与挑战** * 政策可持续性：内蒙古度电补偿0.35元/度类似早期补贴，不可持续，需转向市场化[18] * 区域供需失衡：西北低电价、东北低光伏装机（辽宁1,000万千瓦）限制储能盈利[21][23] * 竞争风险：新型储能成本优势明显，但煤电放电时长更长（9-12小时），可能挤压储能空间[12][28]