近期西北與湖南兩地相繼出臺的電力政策文件，正在深刻重塑儲能產(chǎn)業(yè)的經(jīng)濟邏輯與發(fā)展路徑。西北監(jiān)管局明確調峰輔助服務市場價格機制，青海電網(wǎng)側儲能調峰價格鎖定0.3247元/kWh，寧夏虛擬電廠調峰價則維持在0.19元/kWh，這一價格體系不僅高于多數(shù)省份，更通過“取消調峰分檔”降低參與門檻，同時將補償上限錨定當?shù)匦履茉雌絻r上網(wǎng)電價，既保障了儲能收益的可持續(xù)性，也間接承認了其相較火電深度調峰的經(jīng)濟優(yōu)勢。
而在湖南，湘發(fā)改價調規(guī)〔2025〕385號文件則從用戶側開辟了新空間：強制100kVA以上工商業(yè)用戶執(zhí)行分時電價，并拉大峰谷價比至1.6:0.4，尖峰時段在高峰電價基礎上再上浮20%。以下表格為各時段電價浮動價格：平段電價為1元/kWh時，谷電成本可降至0.4元/kWh，高峰電價升至1.6元/kWh，尖峰時段更可達1.92元/kWh，創(chuàng)造出1.52元/kWh的套利空間。
在政策紅利驅動下，儲能項目的收益模型呈現(xiàn)鮮明地域特征。湖南工商業(yè)用戶側儲能通過“谷充峰放”策略即可實現(xiàn)快速回報。以1MW/2MWh系統(tǒng)為例，按每日一次充放電、年運行300天計算，常規(guī)峰谷套利年收益約36.7萬元；疊加7-8月尖峰時段放電增益后，總收益可達46.3萬元。若以當前1.6元/Wh的系統(tǒng)成本測算，靜態(tài)回收期約6.9年。而青海電網(wǎng)側儲能則展現(xiàn)出“雙重收益”的爆發(fā)力：電網(wǎng)調峰補償按0.3247元/kWh、年調用200次計算，10MW/20MWh系統(tǒng)單此項收益即達1298.8萬元；若結合當?shù)毓入姡?.2元/kWh）充電、峰電（0.7元/kWh）放電的套利操作，總收益可躍升至2998萬元，將項目回收期壓縮至3.6年。
在此背景下，精準量化政策紅利與技術經(jīng)濟性的工具成為關鍵。中和儲能自主研發(fā)的NeLCOS?儲能計算器，基于美國能源部推出的平準化全壽命度電成本（LCOE）公式開發(fā)，可以從全壽命度電成本、年投資回報率、儲能配置方案的角度免費為儲能客戶和投資者計算儲能系統(tǒng)的投入產(chǎn)出比。目前用戶累計超3W+，不僅能量化單一項目的經(jīng)濟性，更能模擬多場景、多技術路線的組合策略，助力用戶從“政策驅動”向“盈利驅動”轉型提供科學依據(jù)。
地域政策差異正引導投資者優(yōu)化技術路線，隨著更多省份跟進價格機制改革，儲能產(chǎn)業(yè)將從“政策驅動”邁向“盈利驅動”的新階段。在此過程中，像NeLCOS?這樣基于科學模型的儲能成本計算器，將成為連接政策紅利與技術落地的關鍵橋梁，助力行業(yè)實現(xiàn)從“規(guī)模擴張”到“質量效益”的跨越。點擊即可免費獲取全壽命度電成本計算器: NeLCOS?
