别再光凭峰谷价差算储能收益了，充电成本才是吃掉利润的大头

最近把独立储能收益测算模型完整过了一遍，结合114号文和1077号文的政策口径重新校准，发现了一些大多数人容易忽略的细节——尤其是充电成本的完整构成，算错一个数，IRR能差出好几个点。

一、先从政策说起：独立储能到底靠什么赚钱

很多人以为独立储能赚钱的方式就是"低充高放"——晚上便宜的时候充电，白天贵的时候放电，吃峰谷价差。

这个理解只对了一半。

2026年1月国家发改委发的 114号文（发改价格〔2026〕114号），给独立储能增加了一个重要的收入来源：容量电价补偿。

也就是说，现在独立储能的收益模型是双轮驱动：

年总收入 = 容量电价补偿 + 电能量套利收入 [+ 辅助服务收入]

容量补偿怎么算？

114号文第二条第（三）款明确了公式：

储能容量电价 = 当地煤电容量电价标准 × (放电时长 ÷ 净负荷高峰持续时长)

折算比例最高不超过1，也就是说你的储能时长超过或等于高峰时长，就能拿满额补偿。

举个例子，陕西煤电容量电价标准 165 元/kW·年，净负荷高峰持续时长 6h：

甘肃更猛——煤电容量电价标准 330 元/kW·年（全国最高），4h储能到手 220 元/kW·年，100MW 一年就是 2,200 万。

关键注意：容量补偿和容量租赁互斥

114号文明确写了"未参与配储"的独立储能才能拿容量补偿。如果你同时做容量租赁，两个只能选一个。

怎么选？看当地租赁市场成不成熟。湖南、广东租赁市场活跃的话，租赁收入可能高于补偿；如果租赁市场还没形成，优先拿补偿，收入更稳定。

二、充电成本：被大多数人忽略的大头

政策依据

储能充电是要交钱的。交多少？

114号文第四条第（二）款写得清清楚楚：

"抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价"

同一段还规定了充电电价怎么定：

"现货市场连续运行地区，……充放电价按市场规则或现货实时价格执行；现货市场未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格"

翻译成人话：储能充电时被当成一个"用电户"，该交的输配电价、系统运行费、线损费用，一分不能少。

同时，同一段还规定：

"发电（放电）电量相应退减输配电费"

意思是放电时退减输配电价。所以输配电价不能按全额算，要按充电减放电后的净额计算。

所以在算充电成本时，完整口径应该是五部分：

充电综合成本 = 上网电价 + 上网环节线损费用 + 输配电价(净) + 系统运行费 + 政府基金及附加

其中：
  上网环节线损费用 = 上网电价 × 线损率
  输配电价(净) = 输配电价 × (1 - 充放电效率) —— 因为放电时退减输配电费

真实影响有多大？

以江西 100MW/400MWh 项目为例（每天一充一放，年运行350天）：

可以看到，输配电价虽然名义上是 0.0935 元/kWh，但因为放电时退减，实际净成本只有约 0.0112 元/kWh，是很多人容易高估的一项。

很多人在做测算时习惯"填一个综合电价了事"或"把所有费用乘一个线损系数"，这些做法都不够准确。充电成本的五个科目是并列关系，不是乘法关系。

三、峰谷差套利：低买高卖的生意

搞清楚充电成本之后，再来看套利这边怎么赚钱。

独立储能套利的逻辑很简单：在电价低的时候充电，电价高的时候放电，吃价差。

以江西为例，100MW/400MWh 项目每天一充一放，年运行 350 天，假设谷段充电电价 0.25 元/kWh、峰段放电电价 0.70 元/kWh（保守假设，各省峰段电价差异大，请根据当地实际取值）：

年放电量 = 400 MWh × 1 次/天 × 350 天 = 140,000 MWh

放电卖电收入 = 140,000 × 1,000 × 0.70 元/kWh = 9,800 万元
充电总成本（含五个科目）= 约 5,844 万元（上一节已算）

电能量套利净收入 = 9,800 - 5,844 = 约 3,956 万元

这就是峰谷差赚钱的完整链条。

四、全生命周期财务模型

把容量补偿和套利合在一起，就能算 IRR 了。

投资端

以 100MW/400MWh（4h）项目为例：

首年利润表

如果简化成 IRR 测算常用的口径：

首年净现金流 = 收入 - 成本（不含折旧，折旧是非现金支出）
              = 10,900 - 5,844 - 960 - 所得税

首年因为折旧抵税效应大，应纳税所得额不高。但项目能否回本，关键看三个变量：

1. 峰谷价差——最敏感，±0.1元/kWh ≈ ±1.5-2% IRR
2. 系统单价——电池降价空间，±0.2元/Wh ≈ ±1% IRR
3. 容量补偿标准——各省差异大，±50元/kW·年 ≈ ±1% IRR

这也不难理解为什么现在各省都争着给高容量补偿——没有补偿，单靠套利，储能项目根本算不过账。

五、算对账的几个关键

1. 充电成本的五个科目

充电综合成本 = 上网电价 + 上网环节线损费用 + 输配电价(净) + 系统运行费 + 政府基金

其中：

• 上网环节线损费用 = 上网电价 × 线损率，不能把线损率乘到输配电价等其他费用上
• 输配电价(净) = 输配电价 × (1 - 充放电效率)，因为114号文规定放电电量退减输配电费，不能按全额算

2. 容量补偿不随电池衰减

114号文支付容量补偿的依据是额定装机容量，不是实际可放电量。只要电站能运行，就应该拿全额补偿。有的人把容量补偿也乘了衰减因子，这会把 IRR 压低 0.5-1%。

3. 全投资 IRR 和资本金 IRR 要分清

• 全投资IRR：第0年扣全部投资，每年只扣折旧和税金，不扣还本付息。反映项目"本身"的回报率。
• 资本金IRR：第0年只扣自有资金，每年扣还本付息。反映股东的实际回报率。

两个口径没有对错，但不能混着算。混了IRR就变成了"既不全是也都不对"的数字。

4. 各省差异巨大

同样的 100MW/400MWh 项目，放在不同省份，IRR 可能差出 5 个百分点：

5. 实际循环次数取决于时间窗口，不能想当然

储能一天能不能完成一次完整充放，取决于当地的峰谷时段长度。以 4h 系统为例，如果当地谷段只有 3 小时，你 100MW 最多充 300MWh，充不满 400MWh——实际收益会比模型算的低。

反过来，有些省份一天有两峰两谷，价差窗口足够，就可以做两充两放，年收益可能翻倍。

工具中"每日循环次数"需要你根据当地市场规则自行判断。建议保守取值：不确定时按 1 次/天测算，结果能过，项目才真正抗打。

六、工具同步升级到 v1.1

以上这些优化项，已经全部更新到 独立储能收益测算器 v1.1 中：

👉 在线使用：xianning.me/tools/storage-profit/

v1.1 升级内容：

• 充电成本按五部分并列口径重新核算（线损费用独立计算，输配电价按放电退减后净额）
• 8760逐时套利加了SOC（荷电状态）管理，不会出现"满电还充、没电还放"
• IRR改为纯正的全投资口径
• 容量补偿不随衰减递减

工具本身是开源的，所有计算公式都在页面的"查看计算原理"里公开。你拿自己的项目参数填进去算，结果跟手算应该对得上。

写在最后

独立储能收益测算这件事，看着简单——无非是低充高放算个差价——但真正把模型搭全了才发现，每一个参数背后都有政策文件在管着，口径不对结果天差地别。

这大概也是储能行业的现状吧。方向大家都看得见，但到了真正算账的时候，能把所有细节抠清楚的人不多。

如果这篇文章对你有所帮助，欢迎转发给同样在做储能测算的朋友。如果你手上有具体的项目，带着参数来留言区聊聊，算出来可能跟你想象的不太一样。

数据来源：国家发改委《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）、《关于第四监管周期省级电网输配电价的通知》（发改价格〔2026〕1077号）。不构成投资建议。