中國儲能網(wǎng)訊：隨著“雙碳”目標(biāo)的深入推進和電力市場化改革的加速，中國儲能市場正告別早期政策驅(qū)動的野蠻生長，步入以價值驅(qū)動、盈利為核心的新階段。以國家發(fā)改委、能源局發(fā)布的“136號文”為標(biāo)志，國內(nèi)儲能市場的現(xiàn)貨價差與輔助服務(wù)空間被顯著打開，為行業(yè)盈利模式帶來了深刻變革。
一、盈利解碼——三大主流模式下的收益率版圖
國內(nèi)各省份電力市場化改革進度和政策機制的差異，催生了多樣化的儲能盈利模式和顯著的收益率分化，高收益路徑已清晰可見。
1. 模式一（高收益標(biāo)桿）：山西“現(xiàn)貨+調(diào)頻”模式
山西省作為電力市場改革的先行者，其儲能盈利模式的演進堪稱典范。在136號文的催化下，現(xiàn)貨價差被有效打開，2023年時已能提供約0.2-0.3元/度的套利空間。然而，真正的質(zhì)變發(fā)生在2025年3月，山西全面開放一次與二次調(diào)頻服務(wù)，為儲能電站開啟了第二個高價值的收入引擎。
投運電站的實際運營數(shù)據(jù)顯示，每月穩(wěn)定的調(diào)頻服務(wù)收入疊加現(xiàn)貨價差，折算到每度電的綜合充放收益已躍升至0.4-0.5元。這一收益水平直接將項目的內(nèi)部收益率（IRR）推高至15%-20%的可觀區(qū)間。
更值得注意的是，對于那些系統(tǒng)響應(yīng)快、控制策略優(yōu)、調(diào)頻表現(xiàn)突出的電站，其度電收益甚至可達0.65元，對應(yīng)的項目收益率輕松突破20%。這表明，山西市場已進入一個不僅看“身份”（是否并網(wǎng)），更看“能力”（運營水平）的精細化盈利階段。
值得注意的是，現(xiàn)貨套利與調(diào)頻服務(wù)并非可以無條件兼得。在山西的規(guī)則下，電站可以按“分容量”模式，一部分容量參與一次調(diào)頻，一部分參與現(xiàn)貨交易。但若選擇申報收益更高的二次調(diào)頻，則電站次日將無法主動參與現(xiàn)貨交易，只能被動接受電網(wǎng)調(diào)用，收益的自主性與策略性面臨考驗。
2. 模式二（補償機制驅(qū)動）：內(nèi)蒙古“容量補償”模式
內(nèi)蒙古的儲能市場則以其獨特的、高確定性的補償機制脫穎而出，被專家視為當(dāng)前國內(nèi)儲能收益率的“天花板”。其盈利模式的核心是0.35元/度的一次充放容量補償機制。這相當(dāng)于為儲能的每一次完整吞吐提供了“保底”收入，極大地降低了投資風(fēng)險。
在此基礎(chǔ)上，疊加2025年上半年平均約0.4元/度的電價差，形成了一套穩(wěn)固的“保底+浮動”收益組合。經(jīng)過測算，該模式下的儲能項目，其全生命周期資本金回報率竟能超過50%。這種直接且穩(wěn)定的補償機制，為重資產(chǎn)的儲能投資提供了無與倫比的吸引力。
3. 模式三（多元組合探索）：寧夏/南網(wǎng)等新興現(xiàn)貨市場
相較于山西和內(nèi)蒙的成熟模式，寧夏、南網(wǎng)等地區(qū)正處于盈利模式的探索與完善階段，展現(xiàn)出巨大的增長潛力。
作為剛進入現(xiàn)貨連續(xù)試運行階段的市場，寧夏的現(xiàn)貨價差約為0.3元/度。其收益模式更為多元化，是“現(xiàn)貨價差 + 調(diào)峰補貼 + 輔助服務(wù) + 預(yù)期容量補償”的組合拳。目前，綜合收益率約在10%-12%，隨著未來容量補償?shù)葯C制的落地，盈利空間有望進一步打開。
南網(wǎng)區(qū)域的儲能電站雖較少，但其市場潛力不容小覷。根據(jù)特斯拉與南網(wǎng)的聯(lián)合模型測算，若按20年不換電芯的理想狀態(tài)考慮，僅依靠現(xiàn)貨價差，資本金收益率便可達到15%-16%。區(qū)域內(nèi)部也存在差異，例如經(jīng)濟發(fā)達的廣東省，其儲能項目收益更側(cè)重于附加值高的調(diào)頻服務(wù)。
二、價格博弈
國內(nèi)儲能系統(tǒng)中標(biāo)價的巨大浮動，不僅反映了市場競爭的激烈，更揭示了業(yè)主對產(chǎn)品質(zhì)量、應(yīng)用場景及全生命周期價值的不同考量。
1. 價格的兩極分化：從0.39元到0.65元以上
高端定價（>0.65元/瓦時）：這類價格主要出現(xiàn)在大型自用項目中，例如內(nèi)蒙古一個20吉瓦時的宏大規(guī)劃，其單個項目規(guī)模通常為1吉瓦時至4吉瓦時，遠超常規(guī)集采的幾百兆瓦時。這類業(yè)主（通常是大型國央企或最終用戶）的核心訴求是“風(fēng)險規(guī)避”和“長期主義”。支付高價是為了確保電站全生命周期的健康、高效運行，從而穩(wěn)定獲取補貼、保障投資回報。這是一種為長期可靠性支付的“質(zhì)量溢價”。
主流定價（0.45元/瓦時）：這是國內(nèi)集采招標(biāo)中，如5兆瓦時儲能系統(tǒng)等標(biāo)準(zhǔn)化項目的普遍成交價格。它代表了市場在當(dāng)前技術(shù)水平、成本結(jié)構(gòu)和競爭格局下的均衡點，是大多數(shù)項目方在性能與成本之間取得的平衡。
底線價格（~0.39元/瓦時）：上月由中天報出的國內(nèi)4小時儲能系統(tǒng)最低中標(biāo)價，是行業(yè)“內(nèi)卷”的極致體現(xiàn)。在電芯等上游成本普遍上漲的背景下，此價格已嚴(yán)重擠壓利潤空間。市場普遍認(rèn)為，低于0.45元/瓦時的報價在保障質(zhì)量和長期服務(wù)方面存在巨大挑戰(zhàn)。
2. 價格背后的邏輯：質(zhì)量與應(yīng)用場景決定價值
價格差異的本質(zhì)，是業(yè)主對項目價值核心的不同理解。愿意支付高價的業(yè)主，購買的不僅僅是硬件設(shè)備，更是一整套的長期價值承諾，包括：更長的質(zhì)保期限、更高的全生命周期容量保持率、更可靠的系統(tǒng)性能以滿足高頻次調(diào)頻等嚴(yán)苛應(yīng)用場景。這些要素直接關(guān)系到項目20年生命周期內(nèi)的總發(fā)電量和總收益。
反之，極低的中標(biāo)價可能意味著在電芯循環(huán)壽命、系統(tǒng)集成質(zhì)量、售后服務(wù)響應(yīng)等方面做出妥協(xié)。一個售價0.39元/瓦時的系統(tǒng)，其能否穩(wěn)定運行10年、15年甚至20年，需要打上一個巨大的問號。
國內(nèi)儲能行業(yè)真正的突破，在于通過技術(shù)進步拉長設(shè)備的有效生命周期，從而提升全生命周期的投資收益率，而非在初始采購成本上進行無底線的“價格探底”。這決定了行業(yè)是走向高質(zhì)量、可持續(xù)的發(fā)展，還是陷入低質(zhì)低價的惡性循環(huán)。
三、結(jié)論：中國儲能市場的未來
中國儲能市場正加速邁向成熟，盈利模式日益清晰，單純依靠低價競爭的策略將難以為繼。未來，能夠深刻理解電力市場規(guī)則、掌握核心技術(shù)（如高良率電芯）、并具備強大供應(yīng)鏈整合與商業(yè)模式創(chuàng)新能力的企業(yè)，將最終勝出。隨著電力市場機制的進一步完善，以及技術(shù)和商業(yè)模式的創(chuàng)新，中國儲能市場將持續(xù)為具備核心競爭力的企業(yè)提供豐厚的“價值高地”。
