儲能產業的健康發展，需要市場化的盈利機制形成。過去由于我國電力市場基本還是計劃經濟的市場，主要通過國家政策進行調節。由此造成儲能產業長期不能形成穩定可靠的收益來源，缺乏內在的動力機制，基本是一個“政策驅動”的市場。也因此形成許多儲能設施“建而不用”、或等效利用低的情況。新能源配儲表現最為明顯，但因為有國家戰略的需要，國家和政府大力推動，新能源配儲還能繼續得到高速發展；2023年興起的工商業儲能，雖有分時電價拉大峰谷差，使部分地區工商儲能有較好收益，但本質上也還是一個政策市場，電價政策一變整個行業就會遇冷。缺乏由市場供需決定的價格形成機制，儲能產業就始終不能得到良性的發展，儲能的價值也無法得到真正的發揮和體現。因此，解決我國儲能產業健康發展的根本問題，還是其市場化盈利機制的確立，這需要國家政策和市場兩端發力。

一、新型儲能的盈利機制健全，是推動行業長足健康發展的必要條件

隨著國家電力市場改革進入深水區，新型儲能的盈利機制也在逐步健全，國家和地區推動新型儲能參與電力現貨市場和輔助服務市場，部分地區出臺容量補償政策。但新型儲能項目仍面臨著電力現貨價格波動區間受限、輔助服務品種單一、多重服務收益無法共享、容量市場尚未普及、調用水平無法保障等問題。中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇提出，需通過適當增加現貨市場價差和波動，豐富新型儲能收益品種，建立容量電價機制等方式，體現新型儲能的價值，推動儲能在市場中獲得合理收益。

當前我國儲能一半以上收益依賴容量租賃，極大影響了儲能項目投資建設的積極性和效果。截至2024年6月底，全國已發布約2160余項與儲能直接或間接相關的政策，廣東、浙江、山東、安徽等地儲能政策最為集中；2024年上半年，全國共發布儲能直接或間接相關政策425項，是去年同期的1.6倍。

從各項政策來看，新能源配儲的方式越來越靈活，各地都鼓勵租賃或購買獨立共享儲能容量。相較于美國等國家，當前我國儲能項目收益來源有限且存在一定的不確定性。盡管國家出臺了諸多政策和文件均強調儲能參與電力市場，可通過容量租賃、現貨市場、輔助服務市場和容量補償等方式獲得收益，但由于我國電力市場此前一直以計劃調度和雙邊協商為主，市場化程度相對較低，大多省份上述收益不能同時獲得。

在分時電價上，雖然多地動態調整分時電價，但峰谷價差同比呈下降趨勢。今年前8個月，32個地區最大峰谷價差的總體平均值為0.68元/kWh，同比-6.7%，低于工商業儲能經濟性0.7元/KWh行業通行價差水平；而且按國家電力市場改革方向，未來將以電力現貨交易取代分時電價，儲能通過政策性的峰谷價差套利空間將受到一定限制。

電力現貨市場方面，由于尚處于起步階段市場還不夠成熟，價差設置不夠精細，交易品種不夠豐富，電價不僅波動幅度很大而且預測十分困難，多數企業對儲能設施的營運能力不足、運營經驗積累不多且工具手段有限，難以通過精準預測從現貨交易中獲取較好的收益，目前現貨均價同比去年上半年還有普遍下降。

調峰輔助服務方面，目前輔助服務市場品種單一，市場容量尚小。2024年2月國家發改委、能源局發布196號文件（《建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》），明確提出電力現貨市場連續運行的地區，不再運行調峰等功能類似的市場，通過優化現貨市場的峰谷價差等設置，引導發用側市場行為實現調峰功能，使儲能通過提供輔助服務的收益不確定性增加；同時對調峰服務的價格上限，強調按照新能源項目消納成本不高于發電價值確定，原則上不高于當地平價新能源上網電價。

容量租賃方面，容量租賃價格受供需影響較大，租賃價格偏低，租賃期限短，租賃周期不理想，儲能容量租賃的收益有限。

容量補償方面，河北、浙江對電網側獨立儲能給與容量裝機補償，內蒙古、新疆等地按照放電量給與容量補償，補償的金額也比較有限。

從儲能整體收益水平看，我國儲能收益水平要遠低于美國、歐洲等發達國家。美國CAISO、ERCOT電池儲能平均收益水平最好，過去兩年呈增長趨勢。從收益構成上看，澳大利亞、英國儲能收益來源以輔助服務為主，隨著輔助服務市場的飽和，收益水平出現了大幅下降，但即便如此，從每年每MW的收益來看，整體水平仍然高于國內。另外，與國外典型國家相比，國際市場中大部分收益來自于市場化的能量市場和輔助服務市場，容量市場占據一小部分；而我國國內獨立儲能電站一半以上的收益依賴容量租賃，租賃年限和租賃價格難以保證，未來仍需在儲能如何參與電力市場方面持續探索和發力。

二、新型儲能的市場化發展，既需企業技術降本也需通過電力市場改革創造穩定可靠的收益渠道

新型儲能實現盈利的前提，是度電成本的下降。這既需要企業自身通過技術創新實現降本，也需要市場端通過電力市場改革為儲能創造更穩定可靠的收益來源。

遠景儲能總裁田慶軍在第十一屆中國國際光儲充大會演講中提出預判，“2025年將是儲能行業的一個分水嶺。也就是說，明年儲能有望在部分省份實現獨立盈利。”其作出這一預判是基于兩個邏輯：第一是儲能價格和度電成本的下降；第二是基于電力市場尤其是電力現貨市場的開放程度。

自去年中旬以來，儲能行業從電芯到系統集成（包括工商儲能柜），均迎來新一輪降價潮，儲能系統招標、中標價格持續下降。進入今年，其價格進一步下探。數據顯示，今年年初，大儲市場儲能系統中標價格還在0.8元/Wh附近，而目前價格已下滑至0.5元/Wh左右；工商儲能產品有企業也報出0.598元/Wh的最新低價，相比去年高點時的1.55元/Wh，已是近三倍的差價。

當前我國儲能行業價格的走低，除上游碳酸鋰價格長期維持在超低位因素之外，主要得益于儲能系統通過技術創新和精細化管理推動的產品迭代升級，從而使得儲能產品實現了大幅降本。當然在很大程度上，也是產能過剩嚴重情況下企業之間“卷價格”的結果。

最直接的體現，就是2024年以來大容量、高能量密度的儲能產品接連發布，且紀錄不斷被打破：今年4月份寧德時代正式發布6.25MWh天恒儲能系統；6月蘭鈞新能源即推出7.03MWh儲能系統；而在EESA儲能展上，遠景儲能正式推出8MWh集裝箱系統。標準20尺集裝箱容量越大，意味著能量密度越高，度電成本也就越低。不僅僅創造了儲能系統本身的單kW價格的下降，還創造了整個電站其他成本的降低，如電纜、BOT、用地等都在下降，使得儲能系統的度電成本整體下行。

儲能最終能實現的價值，最重要的是參與電力現貨市場交易。有專業人士指出，對儲能未來的終極發展形態，先要理解“儲能的本質是交易”。實際是指做儲能不論是產品還是項目，其價值最終要能通過交易，賣的出去、有人買和用才能實現，市場要能夠接受才能發揮出其應有的價值。在高比例新能源接入電網的情景下，儲能將成為電網的“穩壓器”，不僅幫助電網調頻調峰，還會具備構網功能，支撐新型能源系統安全穩定運行。而除此之外，新型儲能未來發揮價值的最重要場景，是參與電力現貨市場交易。如工商業企業，可以基于現貨市場的交易規則，讓已投運的儲能電站進行峰谷套利，存儲的綠電通過多次充放，在電力現貨市場通過實時交易實現盈利。

電動汽車作為中長期補充電化學儲能的重要方式之一，也將在推動儲能技術發展和應用中發揮重要作用。多家頭部電池企業負責人在多個演講場合中指出，未來新能源汽車也是一個移動的儲能設備。即通過新能源汽車與電網的“V2G車網互動技術”，電動汽車在不使用時將電池中儲存的電能賣回給電網；或者在電網負荷高峰時提供電力支持獲得電力輔助服務收益，使電動汽車不僅可以終身不用付費，而且還可以在V2G車網互動中通過充放電賺取差價獲得收益。隨著國家發改委等部門發布關于推動車網互動規模化應用試點工作的通知，新能源汽車行業迎來了新的發展機遇，為行業帶來革命性的變革。

三、儲能參與現貨交易的可能性，有賴于電力市場的進一步開放

我國從2015開始推動電力市場化改革，確立并推進“現貨+中長期”市場模式，加快推進電力現貨市場建設，促進各類型電源和用戶參與現貨市場。2022年1月，國家發改委、能源局在《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》中明確提到，到2030年實現新能源全面參與市場交易的總體目標。此后，國內新能源入市節奏明顯加快。

《中國新能源發電分析報告2024》顯示，2023年國內新能源市場化交易電量6845億kWh，占新能源發電量的47.3%，部分大型發電企業新能源參與現貨市場的比例已經超過50%。如今，國內電力現貨市場在多個省市試點多年后，正在陸續轉為正式運行。2023年12月22日，山西電力現貨市場正式運行，成為我國首個正式運行的電力現貨市場。2024年6月山東電力現貨市場正式投入運行。

目前，已有山西、廣東、甘肅、山東四個省份電力現貨市場正式投運，全國大部分省份也基本完成了電力現貨市場試運行，接下來將會有越來越多的市場進入現貨市場。

儲能參與現貨市場，相當于打開了儲能的全新“收益渠道”，盈利性問題將會全面改善。電力現貨市場是電力市場體系的重要組成部分，是電力建設的核心和關鍵，也是構建全國統一大市場的重要組成部分。新能源發電有著隨機性、間歇性、波動性等特點，這給電網平穩運行帶來了挑戰。電力現貨市場以發電成本最小化為目標，按照供需關系自動匹配成交，實現電力現買現賣，價格能漲能降。通過建立和完善現貨市場機制，引導各類資源參與電網靈活調節，實現資源優化配置，有力支撐電力保供，有效促進新能源消納，最終實現保供應、促轉型、穩價格的多重目標。

現貨市場的實時價格正在成為電力系統最隱蔽的調度員，通過競爭形成體現時空價值的市場出清價格，形成主要由市場決定能源價值機制的關鍵，并配套開展調頻、備用等輔助服務交易，對電力市場化改革有重要促進作用。行業普遍認為，國內新能源全面參與電力市場交易的時間可能會提前。遠景儲能田慶軍曾提出，“過去大家對儲能價值的理解，局限在調峰調頻方面。但我們認為儲能本質上就是交易，其最大、最核心的價值創造還是在電力現貨市場進行峰谷套利。”

新能源電力未來進入電力現貨市場交易，最大的改變在于綠電將由市場定價，改變過去按項目投資測算的基準價全額保障性收購，按照市場供需體現新能源電力的價值和價格。未來風電、光伏發電全部進入現貨市場以后，大規模的風電和光伏全部進入電力現貨市場，基于市場調節，因風光發電的隨機性、波動性、不確定性特點，使得新能源中長期曲線合同在現貨市場交付時面臨量和價兩個方面的風險。新能源典型出力和現貨市場的價格走勢基本上是反向運行，新能源出力高時現貨價格走低，新能源發電匱乏時現貨價格走高。這種趨勢特征，也會導致新能源企業出現多發電量低價賣、欠發電量高價買（即因天氣變化影響的發電不穩定，多發了的電就要低價賣出，發電不足必須出錢買夠規定的發電量）的窘迫局面。因此，我國新能源電力企業屆時在現貨市場交易的價格壓力，肯定會越來越大。

實施電力現貨市場交易，電價具有的波動性和不確定性，給進入該市場的儲能用戶盈利，反而能帶來更大的機會。新能源大發時段，低成本電力太多，發電資源富裕，尤其在新能源大省，由于新能源電力占比高，將會出現大量的“零電價”甚至“負電價”的時段，也反映了不同時段的電力真實價值。我國山東已在電力市場出現多次負電價時段，美國、歐洲等多地每年負電價時段越來越長，新型儲能參與電力市場交易，可利用新能源發電的這種特點，在電力市場以最低的成本買電，用電高峰時段高價賣電實現套利，由此將迎來嶄新的發展。

目前，我國新型儲能參與電力市場獲取收益的方式主要有三種：第一是容量租賃市場，通過向新能源企業或工商業用戶租賃儲能容量的方式獲得收益；第二參與電能量市場交易，依據現貨市場電價低充高放，獲取電費的價差收益；第三是參與電力輔助服務獲取收益，但與電量交易互斥，同一時刻只能二選一。

相比電能量市場，輔助服務市場尚不健全，儲能項目尚未能在提供穩定服務同時獲取穩定收益。獨立儲能參與電能量市場，充電時段作為購電方，參與用戶側的電費結算，承擔電量電費、容量電費、輸配及政府性基金附加等費用；放電時段作為售電方，參與發電側的電費結算，收取電量電費、容量補償。

實施電力現貨交易，將徹底改變新能源 “政策強配”格局，大大激發新能源企業“自主配儲”的積極性。2024年5月，國家發展改革委印發《電力市場運行基本規則》，明確定義了新型經營主體包括儲能企業、虛擬電廠、負荷聚合商等。基于新能源電力參與現貨市場存在的客觀問題，“新能源配儲”將具有新的內涵，不再是政策“強配”，而將變成眾多新能源企業生產經營的自主意愿，以解決其 “多發電量低價賣，欠發電量高價買”的現實問題。此外，儲能作為獨立主體參與電力現貨交易，也更能有效實現“低谷儲電高峰放電”的套利機制，充分發揮儲能在新型電力體系中的功能價值。

此外，隨著電力現貨市場建設發展，輔助服務市場也將逐步完善。發電企業可通過提供調頻、備用等輔助服務提高保供能力。2024年5月，國家發改委第20令發布《電力市場運行基本規則》，自2024年7月1日起施行。相比2005年的原文件，最顯著的變化是電力市場交易類型中新增了“容量交易”。其標的是在未來一定時期內，由發電機組、儲能等提供的能夠可靠支撐最大負荷的出力能力。根據新型電力系統建設需要，逐步推動建立市場化的容量成本回收機制，探索通過容量補償、容量市場等方式，引導經營主體合理投資，保障電力系統長期容量充裕。這又將為新型儲能打開另一個收益渠道。

至此，我國新型儲能的盈利性問題將得到解決，市場將徹底擺脫“政策強配”下“建而不用”的尷尬局面；用戶側投建光儲一體的積極性也將大為提高。我國新型儲能的發展，將走上健康有序、持續快速發展的快車道。

四、電力改革推動儲能市場化的盈利機制逐步形成，提高儲能運維效率和效益已顯得越來越迫切

在“政策強配”下我國新型儲能“建而不用”已是常態。目前全國已有28個省區市出臺10-20%新能源強制配儲政策，強制配儲占電源側儲能比重超過80%。但從實際運行數據看，由于主動支撐等能力不足、收益模式不明確，新能源強制配儲平均利用率低。據相關統計，2023年我國電化學儲能平均運行系數僅為0.13(日均運行小時 3.12h、年均運行小時1139h)，平均利用率指數27%，平均等效充放電次數162次，平均出力系數0.54，平均備用系數0.84。這些數據，意味著大多數的儲能電站實際的利用率都不能達到設計充放電次數的一半。

另據中電聯發布的調研報告顯示，新能源強制配儲在棄電期間至多一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況。電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，而新能源強制配儲項目等效利用系數僅為6.1%，遠低于火電廠配儲能的15.3%，電網儲能的14.8%以及用戶側儲能的28.3%。2024年上半年，電化學儲能運行情況相較去年上半年有所提升，日均運行小時由4.17h 提升至4.27h，日均利用小時由2.16h提升至2.55h，日均等效充放電次數由0.58次提升至0.63次（相當于每1.6天完成一次完整充放電）,平均利月率指數由34%提升至42%。

新能源配儲“建而不調”或“建而不用”，主要反應在強制配儲領域。有數據顯示，我國用戶側、電網測、新能源強制配儲項目平均利用率，分別只有65%、38%、17%。多位業內專家分析，新能源配儲調用系數低，除開因前期企業招標采購重價不重質，采購的電池儲能產品能量密度低、有效容量不足、調峰能力不足，充不滿放不光、過充過放，以及儲能電芯實際壽命短（5到7年）、儲能衰減過快，電池產品達不到其性能要求外，最核心的，則是儲能項目的經濟性問題。

由于大多數儲能項目缺乏可靠的收益回收渠道，多數新能源項目在政策要求下為了順利并網發電進行配建。有項目單位透露，“反正建了也不用，就買個最便宜的產品”，劣幣驅逐良幣，自然造成大量項目閑置和投資的浪費。此外，目前新能源配儲的運行基本只能達到一充一放，且集中式新能源參與電力市場的電價基本鎖死在0.3元/度左右，新能源配儲賺取峰谷價差的空間極為有限。

只有合理的電價機制，電化學儲能電站才有經濟性，行業才能良性發展。在第12屆儲能國際峰會主旨演講中，中國工程院院士印彪建議，制定新型儲能調度運營的規則和標準，同時還要完善新型儲能參與電力市場的運營機制，加快現貨市場的建設，完善新型儲能電站參與電能量市場和輔助服務市場的有關細則，適度拉大峰谷價差，讓新能源配儲能夠賺取到合理的電價價差。

針對這些問題，為促進儲能產業的健康發展，國家加大電力市場改革。2024年伊始，國家就從頂層政策中，開始為儲能電站參與電力市場，提高調度運用水平進行規劃布局。2024年2月，國家發改委、能源局發布《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》，推動各類經營主體公平參與輔助服務市場；4月，國家能源局出臺《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》，肯定儲能在電力系統運行中可發揮調峰、調頻、調壓、備用、黑啟動、慣量響應等多種功能，明確促進新型儲能“一體多用、分時復用”；5月，修訂發布《電力市場運行基本規則》，新增儲能企業為新型經營主體。

在國家頂層政策的指引下，2024年上半年更有近15個區域為儲能參與各類電力市場制定了明確的調用規則、充放電電價原則等。隨著山西、廣東、山東、甘肅電力現貨市場相繼轉為正式運行，2024年注定將成為中國電力市場改革過程具有里程碑意義的一年。

儲能的應用已經開始從簡單的峰谷套利向參與多種電力市場邁進，市場化收益已經開始成為儲能電站最主要的獲利途徑。統計顯示，國內大型儲能電站的收益構成中，參與現貨交易和輔助服務獲得的收益已超過60%。

電力市場化改革給儲能帶來新的發展機遇同時，也對儲能項目的投資建設帶來新的挑戰，儲能電站運營的重要性更加凸顯。儲能的價格形成機制由計劃向市場轉變，不再享有固定電價，不再擁有政府保障調用次數，儲能項目在電力市場交易是“報量報價”還是“報量不報價”，這對儲能企業對電價預測技術、市場理解等，都提出了更高要求。

電價走向市場化，宏觀上電力市場的峰谷價差將會迎來高度的不確定性；微觀上對業主存續期用電量也是高度依賴。多重收益疊加，電能量市場與輔助服務市場如何進行市場耦合，實現收益最優化，既考驗企業的運營經驗，也考驗算法水平，儲能的收益波動性增大。包括季節性差異、年度差異、氣象周期、產業結構調整等，都將給電力現貨價格帶來不確定性。而地域性電力系統構成差異、各地不同的區域性政策等，也對套利水平帶來了直接的影響。為此，儲能電站運營的重要性，已成為新能源配儲項目不得不考慮的重要問題。

儲能多元化的應用場景，也意味著更為復雜的市場環境。從簡單的削峰填谷，到為電力市場提供不同種類的服務；從被動被電網調用，到企業主動制定參與策略，儲能運營提上日程。近兩年，售電企業、電力交易服務企業的公開資料中，針對儲能電站提出的提供運營服務，開始成為其新的業務宣傳點。而儲能系統集成商、儲能項目投資方也依靠從大量項目的建設、運維、運營中積累的寶貴經驗，開始深耕儲能運營領域，并取得了一定的成績。

儲能電站運營重要性已得到多方高度重視。不僅僅是以電力交易服務為主營業務的售電公司、電力交易企業，頭部的儲能系統集成商都在紛紛進行相關布局。包括源網側儲能電站運營、用戶側工商業儲能系統運營、儲能電站運維管理，均需通過數字化、AI人工智能、算力算法等技術，搭建數字化的管理運營平臺，形成相關的管理系統。

如國電投旗下的融和元儲，在儲能項目的運維上，搭建了儲擎電力交易輔功決策系統、天祿智控運營管理系統、山海智控運營管理系統三大數智化的運營管理系統。

其儲擎電力交易輔功決策系統為源網側大儲的運營系統，覆蓋分析預測、策略制定、模擬運行、統計結算。支持查看指定省份氣象數據以及日前市場、實時市場的出清數據、發電出力數據以及電價趨勢信息，幫助用戶制定儲能電站現貨交易運行策略。天祿智控運營管理系統為工商業儲能運營系統，通過項目集控快速發現有問題的儲能系統。支持削峰填谷、虛擬電廠、V2G等多種功能，可進行項目監控、收益管理、電芯預警、系統管理等。山海智控運營管理系統為儲能電站運維管理系統，可進行預測性維護，包括火儲、集中式儲能、工商業儲能、新能源配建儲能綜合性運維管理。

通過以上布局，融和元儲已經“不僅是儲能系統集成商”。更是通過全方位、數字化運維服務，成為了可為儲能項目提供優越盈利能力的儲能項目運營商。目前，融和元儲數字化服務，可承擔80%以上的監控管理工作、90%以上的設備維修任務；現貨收益保持各區域同類項目前5%；具備電池診斷、維護、評估能力，可為儲能電站提供全生命周期保障。

五、儲能市場化盈利機制的形成和確立，必將推動儲能產業走上健康持續發展的快車道

電力現貨交易，將可能大幅提高儲能的經濟性。電力現貨市場交易，系根據電力市場供給與需求情況進行實時定價。該機制的建立，將使儲能可以更好地利用風光新能源發電高峰時段的超低價格在電力市場買電和儲電、用電高峰時放電獲取更豐厚的收益。尤其在風光新能源發電頂峰時段，為促進新能源的消納、緩解電網的壓力，將可能有許多“零電價”、甚至“負電價”的時段出現，這對儲能增大收益非常有利。因此，電力現貨市場政策的全面實施，實際更有利于儲能，使儲能的經濟性得到大幅提升。

儲能經濟性的提升，將在一定程度上刺激儲能項目投資建設運營的積極性。包括新能源配儲，也將使業主配建儲能的投資由成本項轉為收益項；獨立共享儲能因項目經濟性的提升，亦將有更多的投資人投建獨立儲能項目；工商儲能領域第三方投建運維工商儲能的動力也將大大增強，而成為一門風險較低、收益回報穩定和較為豐厚的“好生意”。此外，項目現金流回收的風險降低，工商業企業自主投建儲能的積極性，也有可能得到比較大的提高。

因此預計，接下來的2025年，我國新能源源網側、工商業用戶側的儲能，將可能迎來一波較大的增長；整個儲能產業也將獲得一個健康有序、持續發展的良性機制和良好環境。