1. 引言
为应对全球气候变化、加速能源结构，中国在75届联合国大会上提出了“双碳目标”，为新能源的发展带来了前所未有的挑战与机遇。随着新能源并网规模的不断扩大，其出力间歇性对电网的影响也逐渐凸显，为此需要配置一定容量的储能，以改善新能源场站的涉网性能和电网的调节能力[1]。我国在储能政策方面采取了积极的措施，发布了《加快新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策文件，推动新型储能技术规模化、产业化和市场化，以支持能源结构的清洁低碳转型。对此，全国各省纷纷出台了放电补贴、容量补贴、充电优惠以及投资补贴等方面的新型储能补偿政策[2] [3]。
在补偿政策引导下，部分文献针对新型储能收益模式、市场机制以及经济性开展了研究。在储能电站的收益模式方面，文献[4]-[6]介绍了共享储能电站以及它的运营模式和经济性分析。文献[7]也对新型储能商业化模式发展进行了探讨，给出了政策分析以及收益测算公式。在实证研究方面，文献[8]建立了电网侧储能电站经济效益评价模型，通过实例研究指出，仅依靠峰谷电价差套利时，储能电站的盈利空间较小。文献[9]通过构建用户侧储能的经济效益模型及补贴效果评价模型确定适合中国用户侧储能的补贴方式。文献[10]针对深圳地区某储能工程分析了其经济效益。文献[11]基于宁夏回族自治区某大容量集中式储能示范项目分析了其电力辅助服务市场收益和项目投资效益。然而，现有研究主要聚焦于储能单一服务产生的收益，未充分考虑不同方面的综合收益，也未明确不同因素对收益的影响规律。此外，时效性、地域性等原因使得现有结论对当前浙江范围内的储能项目指导作用有限。
为此，本文以浙江省内某典型电化学储能电站为例分析了考虑不同方面的新型储能项目综合收益。首先，分析了该典型电化学储能电站的技术条件和投资情况。进一步，以当前浙江省政策文件为依据，分析了该典型电化学储能电站在电力市场、中长期合约及容量租赁服务等方面的投资收益，并进行了成本分析、经济评价和敏感性分析，讨论了项目的经济可行性，为后续项目投资决策和建设提供参考。
2. 典型新型储能站技术条件及投资情况分析
国际上，目前美国已经投产的最大的储能设施是位于加利福尼亚州蒙特雷县的莫斯兰丁储能设施(Moss Landing Energy Storage Facility)。该设施由Vistra公司所有，三期容量分别为300 MW/1200 MWh，100 MW/400 MWh，和350 MW/1400 MWh，总容量达到750 MW/3000 MWh，是全球最大的锂离子电池储能系统。还有一些大型的磷酸铁锂电池储能项目已经投入使用或即将投产，例如Gotion High-Tech在加利福尼亚州的工厂，其年生产能力达到1 GWh，主要面向固定储能市场。
近几年来我国在新型储能领域也发展迅速，逐步实现了从兆瓦级至百兆瓦级不同规模的储能站的并网应用，旨在增强电网的调频和调峰能力以及支持新能源的高效利用。2021年7月，大同储能电站的巨大容量(300 MW/600 MWh)被用来参与调频辅助服务和电力现货市场，进一步增强了区域电网的调节能力。在浙江省内，2022年8月投产的杭州市萧山发电厂电化学储能电站装机规模50 MW/100 MWh，采用磷酸铁锂电池储能系统站房式布置，参与电网调峰服务，获得了良好的调用。2023年3月7日，浙江绍兴新昌恒新110千伏储能电站投运，项目建设规模一期50兆瓦/100兆瓦时、终期100兆瓦/200兆瓦时。2024年6月29日，浙江杭州萧山经开区电网侧储能电站并网投运，建设规模50 MW/100.3 MWh，采用磷酸铁锂电池储能系统。
本文选用浙江省内典型建设规模、典型技术路线的电化学储能站进行分析。典型储能站包括储能场和升压站，储能站建设规模50 MW/100 MWh；储能站技术路线采用磷酸铁锂电池系统、户外舱式储能设备、110 kV 63 MVA升压站，采用110 kV户外主变压器和GIS以及10 kV舱式配电装置，采用预制舱式控制保护及监控室，采用装配式水消防设施等，占地面积约10亩。
根据以上典型储能站建设技术条件，储能站本体造价估算静态投资16,780万元，项目资本金占比25%，工程建设周期半年，项目运行期20年。设备购置费参照近期同类工程计列，其中发电设备购置费单位瓦时0.7元，较为贴合当前储能投资建设市场实际。储能站建设投资总表详见表1。
Table 1. Summary of investment in energy storage station construction (Unit: ten thousand yuan)
表1. 储能站建设投资总表(金额单位：万元)
序号 |
工程或费用名称 |
设备购置费 |
建安工程费 |
其他费用 |
合计 |
一 |
设备及安装工程( 含发电设备及安装工程、升压站变配电设备及安装工程、控制保护设备及安装工程、其他设备及安装工程) |
9951 |
1488 |
/ |
11,439 |
二 |
(发电场工程、升压变电站工程、房屋建筑工程、交通工程、其他建筑工程) |
/ |
1870 |
/ |
1870 |
三 |
其他费用(含项目建设用地费用、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费、其他费) |
/ |
/ |
2853 |
2853 |
四 |
基本预备费 |
/ |
/ |
320 |
320 |
五 |
价差预备费 |
/ |
/ |
300 |
300 |
工程静态投资(一~五) |
/ |
/ |
/ |
16,780 |
六 |
建设期利息 |
/ |
/ |
/ |
126 |
工程总投资(一~六) |
/ |
/ |
/ |
16,906 |
3. 投资收益分析
储能电站项目类型为电网侧独立储能电站。基于当前政策，储能电站收益主要来源于电力市场收益、中长期合约收益、容量租赁服务收益。根据《浙江电力现货市场规则》(浙监能市场[2024] 4号)，储能可参与调峰等现货电能量交易和调频、备用等辅助服务交易，此两项即为电力市场获取收益的来源。
3.1. 电力市场收益
随着电力市场化改革不断深入，全国统一电力市场体系设计和省级辅助市场机制不断完善[12]，2023年全国电力市场交易电量已达到5.7万亿千瓦时，占比超过61% [13]。文献[14]测算表明，华东地区某一年发电小时数约为2200 h的风电项目在最严峻的情况下有8%左右的弃风率，储能能够有效调节并获取弃电量收益。考虑到市场收益具有不确定性，本文以保守策略选取造价定额、设定系统效率以及衰减系数等分析理论数值。
1) 现货电能量市场收益
储能参与现货电能量市场主要表现为调峰调用，在电网电力负荷需求低时存储能量，高峰时释放能量，实现用电负荷的削峰填谷。这有助于减少电网负荷波动，提高电力系统的稳定性和效率。
现货电能量市场收益测算条件：每日一充一放，年运行天数按半年并扣除检修期即165天，年放电衰减系数1.5% (第11年更换电池)，放电深度95%，充放电效率86%。电能量单价根据浙江能源监管办在2022年发布的“削峰调峰价格申报上限为1000元/MWh，填谷调峰价格申报上限为320元/MWh”的半值即1000/2 = 500元/MWh和320/2 = 160元/MWh考虑。运行年测算结果显示20年总收益15247.58万元，年均收益762.38万元，具体如表2所示。
Table 2. Results of income calculation of spot electricity energy market (Peak load balancing) (Unit: ten thousand yuan)
表2. 现货电能量市场(调峰)收益测算结果(金额单位：万元)
运行年份 |
调峰收入 |
运行年份 |
调峰收入 |
1 |
815.265 |
11 |
815.265 |
2 |
803.036 |
12 |
803.036 |
3 |
790.9905 |
13 |
790.9905 |
4 |
779.1256 |
14 |
779.1256 |
5 |
767.4387 |
15 |
767.4387 |
6 |
755.9272 |
16 |
755.9272 |
7 |
744.5883 |
17 |
744.5883 |
8 |
733.4194 |
18 |
733.4194 |
9 |
722.4181 |
19 |
722.4181 |
10 |
711.5819 |
20 |
711.5819 |
总计 |
15247.58 |
2) 调频辅助服务市场收益
本文测算调频服务价格参照2023年浙江电力市场模拟运行数据，取调频容量出清价格多日平均时段单价为807.1元/MWh，调频里程出清价格多日平均时段单价为31.8元/MW。考虑到2024年2月7日国家发改委、能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》“调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元”，测算取15元/MW。按照电力现货市场运行期为半年考虑。电力现货辅助服务市场运行期为半年，储能调频性能取0.98。日调频容量按申报半容量(50/2 MW)并中标1个时段(1 h)考虑。日调频里程参考近期省内某燃气机组数据(1台燃气机组调频容量18 MW，中标时段里程平均值约为487 MW，高价期间调频容量价格为85.99元/MWh，调频里程价格为8.82元/MW，燃机归一化指标0.74)测算。
日调频容量费用：807.1元/MW∙h × 25MW × 0.98 × 1 h × 1 = 1.98万元
日调频里程费用：15元/MW × 50/2 × 487/18 × 0.98/0.74 × 1 h × 1 = 1.37万元
年调频收入：(1.98 + 1.37) × 180 = 603万元
3) 旋转备用等其他服务收益
按照华东能监办文件(华东监能市场[2022] 24号)发布的《华东区域电力辅助服务管理实施细则(模拟运行稿)》，新型储能可参与的有偿辅助服务还包括无功调节(15元/兆乏时)、自动电压控制(浙江0.5元/MWh、其他0.1元/MWh)、旋转备用(10元/MWh、参与现货市场的50元/MWh)、黑启动(启动1万元/次、动作2000元/MW∙次、试验50元/MW∙次)考虑到旋转备用等辅助服务费用较低，本次测算均不计列该收益。
综上，电力市场综合收益测算结果为762.38 + 603 = 1365.38万元。
3.2. 中长期合约收益
近年来，国家发改委、能源局及浙江省发改委、能源局均出台了相关文件(如《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》 (发改办运行[2022] 475号)、《2024年浙江省电力市场化交易方案》(浙发改能源[2023] 311号)等)，旨在鼓励新型储能参与中长期交易。在政策激励下，新型储能参与中长期交易有巨大的收益潜力。因此，以下将考虑储能参与中长期合约的收益测算。
中长期合约收益测算条件：年非市场运行期计算天数按半年并扣除检修期即165天计，每日二充二放，年放电衰减系数1.5%。电能量价差按统调燃煤机组上网基准电价 − (低谷用电价格 − 电度输配电价 − 政府性基金及附加 − 容量用电价格)。查询国网浙江电力代理购电价格表，并采用2024年01~07月份低谷电价平均值(0.3114元/kWh)并减除输配电价和政府性基金及附加(按110 kV一般工商业用电输配电价及变压器容量用电价格核算为0.1444元/kWh)，为0.167元/kWh。充放电单位价差理想值为0.4153 − 0.167 = 0.2483元/千瓦时，实际需考虑放电深度、衰减系数、充电效率等因素估算为0.22元/千瓦时。运行年测算结果显示20年总收益13776.88万元，年均收益688.84万元，具体如表3所示。
Table 3. Calculation results of medium- and long-term contract income (Unit: ten thousand yuan)
表3. 中长期合约收益测算结果(金额单位：万元)
运行年份 |
中长期合约收益 |
运行年份 |
中长期合约收益 |
1 |
736.6289 |
11 |
736.6289 |
2 |
725.5794 |
12 |
725.5794 |
3 |
714.6957 |
13 |
714.6957 |
4 |
703.9753 |
14 |
703.9753 |
5 |
693.4157 |
15 |
693.4157 |
6 |
683.0144 |
16 |
683.0144 |
7 |
672.7692 |
17 |
672.7692 |
8 |
662.6777 |
18 |
662.6777 |
9 |
652.7375 |
19 |
652.7375 |
10 |
642.9465 |
20 |
642.9465 |
总计 |
13776.88 |
3.3. 容量租赁服务收益
浙江省能源局2023年8月发布的《关于做好新能源配储工作提高新能源并网电能量的通知》提出自2024年1月1日起并网的近海风电、集中式光伏项目，按不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能，配置应以共建、租赁方式为主。
储能容量租赁服务是储能站的重要收益来源之一。且由于储能站并网后由电网统一调度，容量租赁不会影响整个储能站的功能调用和相应收益。全国已有多个省份发布文件中对储能容量租赁提出要求，包括河南、新疆、广西、广东、江苏等地，其储能系统租赁费参考价为160~300元/kWh∙年。本文测算容量租赁基准单价暂按160元/kWh∙年，租赁比例50%，项目容量租赁年收益707.96万元。
4. 经济评价
4.1. 成本分析以及经济评价
储能电站(50 MW/100 MWh)项目静态投资16,780万元，工期6个月，运营期20年。总成本费用包括贷款还款、折旧费、修理费、保险费、职工工资及福利费、材料费、其它费用等。运营期第11年更换电池，按一笔性费用4500万元估算。残值按5%计列，注册资本金25%，银行贷款75%，贷款利息按实际年利率4.1%，贷款期限考虑15年，无需流动资金投入。储能站按首年雇员3人，次年雇员4人，三年后雇员稳定在5人考虑，人均工资15万/年，人均综合福利费7.5万/年，修理费34万/年，保险费17万/年，材料费75万/年，其他费用40万/年，储能站首年经营成本为233.5万元/年，次年经营成本为256万元/年，后续经营成本为278.5万元/年，无需流动资金投入。建设投资全部形成固定资产。
考虑50%容量出租情况下，项目投资财务内部收益率(所得税后) 9.36%，资本金财务内部收益率为21.10%，项目投资回收期9.28年，具体分析如表4所示。
Table 4. Summary of economic evaluation indicators (50% capacity lease)
表4. 经济评价指标汇总表(50%容量租赁)
序号 |
项目 |
单位 |
数值 |
1 |
系统容量 |
MW/MWh |
50/100 |
2 |
年售电量 |
MWh |
30972.81 |
3 |
储能系统经营期年均电价(含增值税) |
元/kWh |
0.2224 |
4 |
项目总投资 |
万元 |
16,906 |
5 |
建设投资 |
万元 |
16,780 |
6 |
建设期利息 |
万元 |
126 |
7 |
销售收入总额(不含增值税) |
万元 |
50867.91 |
8 |
总成本费用 |
万元 |
26284.91 |
9 |
利润总额 |
万元 |
24141.58 |
10 |
项目投资回收期(所得税后) |
年 |
9.28 |
11 |
项目投资财务内部收益率(所得税后) |
% |
9.36 |
12 |
项目投资财务净现值(所得税后) |
万元 |
6344.48 |
13 |
资本金财务内部收益率 |
% |
21.10 |
14 |
资本金财务净现值 |
万元 |
5540.43 |
15 |
总投资收益率(ROI) |
% |
8.37 |
16 |
项目资本金净利润率(ROE) |
% |
21.58 |
17 |
盈亏平衡点(生产能力利用率) |
% |
52.13 |
18 |
经济增加值(EVA) |
万元 |
9462.22 |
4.2. 敏感性分析
Table 5. Sensitivity analysis
表5. 敏感性分析
方案类型 |
变化 幅度 |
投资回收期(所得税后) (年) |
项目投资财务内部收益率 (所得税后) (%) |
资本金财务内部收益率(%) |
项目投资财务净现值(所得税后) (万元) |
资本金财务净现值(万元) |
总投资收益率 (ROI) (%) |
建设投资变化分析(%) |
−20.00 |
7.76 |
12.33 |
32.86 |
8821.15 |
7548.42 |
11.54 |
−15.00 |
8.14 |
11.47 |
29.31 |
8202.27 |
7046.78 |
10.61 |
−10.00 |
8.53 |
10.70 |
26.21 |
7583.39 |
6545.14 |
9.78 |
−5.00 |
8.91 |
10.00 |
23.49 |
6964.51 |
6043.50 |
9.03 |
0.00 |
9.28 |
9.36 |
21.10 |
6344.48 |
5540.43 |
8.37 |
5.00 |
9.65 |
8.77 |
18.98 |
5722.91 |
5035.43 |
7.76 |
10.00 |
11.87 |
8.23 |
17.11 |
5101.33 |
4530.42 |
7.21 |
15.00 |
12.21 |
7.73 |
15.46 |
4479.76 |
4025.42 |
6.71 |
20.00 |
12.55 |
7.27 |
13.98 |
3858.19 |
3514.13 |
6.25 |
容量租赁收入变化分析(%) |
−100.00 |
15.25 |
4.85 |
7.00 |
−237.24 |
−230.67 |
3.62 |
−90.00 |
14.54 |
5.51 |
8.40 |
704.64 |
619.81 |
4.65 |
−70.00 |
13.83 |
6.17 |
10.39 |
1646.52 |
1470.29 |
5.27 |
−50.00 |
12.79 |
7.26 |
13.89 |
3213.66 |
2892.27 |
6.30 |
−20.00 |
9.92 |
8.32 |
17.43 |
4779.07 |
4230.09 |
7.33 |
0.00 |
9.28 |
9.36 |
21.10 |
6344.48 |
5540.43 |
8.37 |
20.00 |
8.73 |
10.38 |
24.86 |
7907.34 |
6847.59 |
9.40 |
50.00 |
8.25 |
11.38 |
28.67 |
9469.06 |
8153.32 |
10.43 |
70.00 |
7.83 |
12.36 |
32.51 |
11030.78 |
9459.04 |
11.47 |
100.00 |
7.45 |
13.33 |
36.36 |
12592.50 |
10764.77 |
12.50 |
调频辅助服务市场收益产量变化分析(%) |
−100.00 |
13.96 |
6.01 |
9.81 |
1387.84 |
1239.07 |
5.09 |
−90.00 |
13.51 |
6.49 |
11.39 |
2096.27 |
1881.64 |
5.56 |
−75.00 |
13.05 |
6.98 |
12.97 |
2804.70 |
2524.21 |
6.03 |
−50.00 |
12.34 |
7.79 |
15.63 |
3984.62 |
3563.18 |
6.81 |
−25.00 |
9.75 |
8.58 |
18.32 |
5164.55 |
4552.76 |
7.59 |
0.00 |
9.28 |
9.36 |
21.10 |
6344.48 |
5540.43 |
8.37 |
25.00 |
8.86 |
10.13 |
23.93 |
7522.77 |
6526.06 |
9.15 |
50.00 |
8.48 |
10.89 |
26.79 |
8699.91 |
7510.25 |
9.92 |
75.00 |
8.14 |
11.64 |
29.67 |
9877.06 |
8494.44 |
10.70 |
100.00 |
7.82 |
12.38 |
32.57 |
11054.20 |
9478.63 |
11.48 |
现货电能量市场调峰填谷补偿单价变化分析(%) |
−90.00 |
14.33 |
5.63 |
8.81 |
869.64 |
786.36 |
4.72 |
−75.00 |
13.67 |
6.28 |
10.78 |
1784.02 |
1614.65 |
5.33 |
−50.00 |
12.70 |
7.33 |
14.18 |
3304.91 |
2985.98 |
6.34 |
−25.00 |
9.88 |
8.36 |
17.58 |
4824.70 |
4272.31 |
7.35 |
0.00 |
9.28 |
9.36 |
21.10 |
6344.48 |
5540.43 |
8.37 |
25.00 |
8.76 |
10.34 |
24.69 |
7861.89 |
6805.59 |
9.38 |
50.00 |
8.30 |
11.30 |
28.32 |
9378.15 |
8069.31 |
10.39 |
75.00 |
7.89 |
12.25 |
31.98 |
10894.42 |
9333.03 |
11.41 |
100.00 |
7.52 |
13.18 |
35.64 |
12410.68 |
10596.75 |
12.42 |
Table 6. Sensitivity coefficient and critical point analysis
表6. 敏感度系数和临界点分析
方案类型 |
变化幅度 |
资本金财务内部收益率(%) |
敏感度系数 |
临界点 |
基本方案 |
/ |
21.10 |
/ |
/ |
建设投资变化分析(%) |
−20.00 |
32.86 |
−2.79 |
43.56 |
−15.00 |
29.31 |
−2.59 |
−10.00 |
26.21 |
−2.42 |
−5.00 |
23.49 |
−2.27 |
0.00 |
21.10 |
0.00 |
5.00 |
18.98 |
−2.01 |
10.00 |
17.11 |
−1.89 |
15.00 |
15.46 |
−1.78 |
20.00 |
13.98 |
−1.69 |
容量租赁变化分析(%) |
−100.00 |
7.00 |
0.67 |
−100.55 |
−90.00 |
8.40 |
0.67 |
−70.00 |
10.39 |
0.68 |
−50.00 |
13.89 |
0.68 |
−20.00 |
17.43 |
0.70 |
0.00 |
21.10 |
0.00 |
20.00 |
24.86 |
0.71 |
50.00 |
28.67 |
0.72 |
70.00 |
32.51 |
0.72 |
100.00 |
36.36 |
0.72 |
调频辅助服务市场收益产量变化分析(%) |
−100.00 |
9.81 |
0.51 |
−131.57 |
−90.00 |
11.39 |
0.51 |
−75.00 |
12.97 |
0.51 |
−50.00 |
15.63 |
0.52 |
−25.00 |
18.32 |
0.53 |
0.00 |
21.10 |
0.00 |
25.00 |
23.93 |
0.54 |
50.00 |
26.79 |
0.54 |
75.00 |
29.67 |
0.54 |
100.00 |
32.57 |
0.54 |
现货电能量市场调峰填谷补偿单价变化分析(%) |
−90.00 |
8.81 |
0.65 |
−103.79 |
−75.00 |
10.78 |
0.65 |
−50.00 |
14.18 |
0.66 |
−25.00 |
17.58 |
0.67 |
0.00 |
21.10 |
0.00 |
25.00 |
24.69 |
0.68 |
50.00 |
28.32 |
0.68 |
75.00 |
31.98 |
0.69 |
100.00 |
35.64 |
0.69 |
在评估项目的经济可行性时，敏感性分析是重要的一环。本文考虑了四个主要的变量：建设投资变化(−20%至20%)、容量租赁收入变化(−100%至100%，即零租赁~全租赁)、调频辅助服务市场收益产量变化(−100%至100%，即零收益~双倍收益)以及调峰填谷补偿单价变化(−90%至100%)。其中容量租赁收入基准为50%容量租赁，租赁单价160元/kWh∙年，其收入变化−100%至100%可以理解为0%容量租赁到100%容量租赁。在保持其他变量不变的情况下，分别对这些变量进行模拟，分别计算了项目投资回收期(所得税后)、项目投资财务内部收益率(所得税后)、资本金财务内部收益率、项目投资财务净现值(所得税后)、资本金财务净现值以及总投资收益率(ROI)的变化情况，结果如表5所示。按照超过资本金基准收益率7%，项目可判断为可行的行业标准，计算了各个变量影响项目不可行的临界点，结果如表6所示。这些结果不仅有助于项目投资者评估潜在风险，还可以作为未来项目规划和风险管理的重要参考。建议未来的项目决策应综合考虑各种不利情况下的经济指标，以确保项目的长期稳定与收益。
根据敏感性测算，项目敏感性因素从大到小的排序为：建设投资 > 容量租赁 > 调峰填谷补偿单价 > 调频辅助服务市场收益产量。当建设投资增加43.56% (24,089万元)，或容量租赁收益减少100.55%，或调频辅助服务市场收益产量变化分析减少131.57%，或调峰填谷补偿单价变化减少103.79%时，项目经济可行性下降到7%基准收益率临界点。计算结果表明，虽然调频辅助服务市场收益，调峰填谷补偿的市场化收益有不确定性，但是在容量租赁，调频辅助服务市场收益，调峰填谷补偿三大收益来源中，任意一种收益为零时项目也能超过可以投资的收益率标准7%。调频辅助服务收益方面，不计算这部分收益时(变化幅度 − 100%)，资本金财务内部收益率达到9.81%。容量租赁方面，零租赁模式(变化幅度 − 100%)收益率也可以达到7.00%，而最大化收益100% (全租赁)收益率则能够达到36.36%。
5. 结论
储能技术是改善新能源涉网性能、提高电力系统调节能力的关键技术。本文针对浙江省内某典型电化学储能电站项目，进行了详细的投资、成本、收益等经济分析，并引入了敏感性分析来评估项目在不同风险因素变动下的财务表现。主要结论如下：
(1) 典型测算条件下，容量50 MW/100 MWh电化学储能站测算得出项目投资财务内部收益率为9.36%，资本金财务内部收益率为21.10%，项目经济可行性非常高；
(2) 项目收益敏感性因素从大到小依次为建设投资、容量租赁、调峰填谷补偿单价、调频辅助服务市场收益产量。在其他收益不变的情况下，考虑建设投资增加43.56%，或租赁容量减少100%，或调峰填谷收益减少103.79%，或调频辅助服务市场收益减少131.57%，项目资本金内部收益率仍可保持在7%基准收益率的临界点，表明项目面对市场竞争风险或政策变化风险具有较强的稳健性。