中國儲能網訊：新型儲能是我國重要的戰(zhàn)略性新興產業(yè)，也是構建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，未來發(fā)展前景廣闊。在產業(yè)政策、技術進步、資本涌入等因素推動下，我國新型儲能產業(yè)發(fā)展迅猛，儲能電站大型化與長時化趨勢明顯，系統(tǒng)成本持續(xù)下降、調節(jié)利用水平持續(xù)提升、裝備創(chuàng)新能力不斷增強。截至2025年9月底，我國新型儲能裝機規(guī)模達到1.03億千瓦，與“十三五”末相比增長超30倍?！缎滦蛢δ芤?guī)?；ㄔO行動方案2025~2027》（以下簡稱《方案》）作為“十五五”時期新型儲能發(fā)展的指導性文件，對未來三年新型儲能規(guī)?；l(fā)展目標、應用場景拓展、利用水平提升、技術創(chuàng)新融合、標準體系建設、市場機制完善等方面提出了系列關鍵舉措，推動新型儲能規(guī)?；⑹袌龌l(fā)展。隨著新能源強制配儲要求取消，獨立儲能成為發(fā)展方向，新型儲能將主要通過現(xiàn)貨峰谷套利、調頻等輔助服務、容量電價等多元收益實現(xiàn)市場化盈利，但各類盈利模式的貢獻逐步變化。
新能源配儲從“成本包袱”到“利潤引擎”，如何配是關鍵
《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》取消了新能源強制配儲要求（一般按裝機的5%~20%，2~3小時配置儲能），新能源配儲從政策強制向市場驅動轉變，配儲從“強制配”到“自主配”。在電網統(tǒng)一調度模式下，新能源配儲受接入位置、電壓等級、電網負荷變化等因素影響，調用次數(shù)存在不確定性，利用效率較低。在“報量報價”或申報自調度計劃曲線參與現(xiàn)貨市場的模式下，新能源配儲具有三方面市場效益：其一是配儲利用新能源棄電充電、高峰時刻放電，降低棄電率，賺取峰谷價差；其二是配建儲能與其所在場站視為整體參與市場，利用儲能改善新能源發(fā)電曲線，減少偏差考核成本；其三是在電力系統(tǒng)供需緊張時段提高新能源頂峰供電能力，參與輔助服務市場獲取收益。新能源配儲的經濟性與現(xiàn)貨峰谷價差、新能源限電率、儲能系統(tǒng)成本等因素密切相關，各地差異較大，總體經濟性仍不足。據(jù)測算，山東地區(qū)新能源配儲后，如能實現(xiàn)自調度利用新能源棄電充電，按照配儲成本0.65元/瓦時測算，新能源50%容量配儲，配儲時長2小時，風電收益率提升1個百分點，光伏收益率提升2.3個百分點。國家雖已明確配儲可在滿足相關技術條件后轉為獨立儲能，但新能源場站配儲容量一般較小，為其配置AGC等相關控制和安全自動系統(tǒng)的單位容量成本較高。隨著市場機制逐步成熟，新能源主動配儲的經濟性有望逐步提升，也有助于其在簽訂長期購電協(xié)議（PPA）時提升議價能力。目前，歐洲市場上傳統(tǒng)的獨立太陽能電站疊加長期購電協(xié)議的商業(yè)模式，因日益嚴重的價格蠶食效應、負電價時段的增多以及電網連接的瓶頸而難以為繼，“風電或太陽能+儲能”的共址長期購電協(xié)議（Co-locatedPPA，共址PPA）加速發(fā)展，共址PPA相對傳統(tǒng)PPA能獲得高達25%的溢價。截至2025年9月10日，歐洲光儲共址項目披露簽約容量達3吉瓦時，同比增長676%，遠超獨立儲能項目規(guī)模增速。
競逐現(xiàn)貨市場對儲能電站價格預測、運行管理能力等提出更高要求。新型儲能已成為獨立市場主體，能夠參與中長期市場，或以自調度、“報量不報價”“報量報價”等方式參與日前市場，放電、充電行為分別視為發(fā)電側和用戶側主體進行結算。新型儲能日內運行以一充一放為主，利用午間光伏大發(fā)形成的谷段價格充電，晚高峰峰段價格放電，從而獲取充放電價差收益,部分地區(qū)能實現(xiàn)兩充兩放。新型儲能參與現(xiàn)貨市場的盈利空間主要取決于峰谷價差，而價差受發(fā)電特性、市場限價、報價策略、潮流阻塞等多方面因素影響，價差變化劇烈，各地現(xiàn)貨套利收益波動較大。如第三季度，山西、蒙西現(xiàn)貨峰谷價差均值分別達到401元/兆瓦時、333元/兆瓦時，而廣東僅有104元/兆瓦時。同時，儲能的技術特性與經濟特性不同于火電機組，需要申報荷電狀態(tài)SOC、充/放電功率等參數(shù)，對儲能電站的價格預測、運行管理能力提出更高要求，需要精準預測峰谷價差的“幅度大小”“時段結構”，否則可能出現(xiàn)高充低放，導致虧損。隨著新能源滲透率提升，現(xiàn)貨系統(tǒng)凈負荷“鴨子曲線”特征更加明顯，負電價時段增加，峰谷價差拉大，有利于增加現(xiàn)貨套利收益，成為儲能收益基本盤。
儲能參與調頻服務優(yōu)勢明顯，但未來調頻市場競爭激烈
隨著新能源滲透率提升，新能源波動性、間歇性帶動系統(tǒng)調頻需求快速上升，調頻市場成為新型儲能獲取收益重要方式之一。調頻收益是中標調頻里程、調頻綜合性能結算K值、調頻出清價格的三者乘積。與火電分鐘級響應相比，電化學儲能具有毫秒級響應速度（是火電的20~50倍）和高精度的功率調節(jié)能力（AGC指令跟蹤誤差±0.1%），且調頻成本更低，在調頻市場中優(yōu)先中標。如在新能源滲透率超過40%、電力輔助服務市場成熟的美國加州，電化學儲能代替燃煤和燃氣機組承擔了系統(tǒng)50%以上調頻任務。部分地區(qū)由于調頻容量需求的總盤子增長有限，且需要分配一定規(guī)模的調頻容量給火電、火儲等其他調頻資源，留給電化學儲能的調頻容量規(guī)模有限（山東、廣東等市場要求儲能中標調頻總容量的上限低于50%），加上進入調頻市場的新型儲能增多，調頻供給大于調頻需求，調頻出清價格呈下降趨勢。2024年，南方區(qū)域調頻輔助服務市場的調頻容量需求同比提升10%以上，但調頻平均出清價格同比下降11.9%。部分地區(qū)通過降低調頻綜合結算性能指標K值上限，降低調頻費用規(guī)模，如山西將上限從8減少至2，導致調頻收益大幅縮水。對比國際調頻市場的發(fā)展經驗，遠期更激烈的調頻市場環(huán)境和性能更好的儲能入場，調頻收益可能面臨退坡。未來，需要探索適宜儲能的調壓、爬坡、轉動慣量等更多輔助服務品種，為儲能開辟更多收益渠道。
新型儲能容量價值在多元收益組合中重要性凸顯。受市場供需等多種因素影響，新型儲能現(xiàn)貨峰谷價差套利與輔助服務收益波動性較大，僅憑兩者不足以支撐儲能收回成本和合理收益。新型儲能與煤電、抽水蓄能等機組具有一樣的容量頂峰價值，且是綠色低碳、性能較優(yōu)的容量資源，應獲得類似的容量電價，以實現(xiàn)和傳統(tǒng)電力資源公平競爭。容量價值作為新型儲能的收益基本盤，重要性將越發(fā)凸顯，預計將在多元化收益組合中占比提升。以電力市場較完善的美國加州為例，目前電池儲能規(guī)模達到10379兆瓦，容量市場是最普遍的參與形式，也是電池儲能最主要的收入來源，46%的大型電池儲能項目（>100兆瓦）同時參與電能量市場、輔助服務市場與容量市場，80%的大型電池儲能項目參與容量市場。以全球最大的四小時鋰離子電池儲能系統(tǒng)（三期項目，合計750兆瓦/3000兆瓦）—美國加州MossLanding儲能為例，容量市場是其最穩(wěn)定且占比最大的收入來源，在加州資源充足性機制的要求下，PG&E電力公司與該項目開發(fā)商簽訂了一份為期20年的容量采購合同，容量收入合計占該項目總收入的50%~61%。
各省差異化探索儲能容量電價機制目前以政府直接定價和短期補貼為主
《方案》提出“推動完善新型儲能容量電價機制，有序建立可靠容量補償機制”，為各省出臺容量電價機制提供頂層依據(jù)。截至2025年9月，內蒙古、甘肅、河北、寧夏、新疆等11省（區(qū)）結合自身特點，出臺了儲能容量電價相關正式政策文件或征求意見稿，就新型儲能容量電價、補償容量、補償期限等進行差異化探索。容量電價方面，甘肅、寧夏、山西、廣東、河北等?。▍^(qū)）實施固定容量電價（元/千瓦年）補償，與煤電容量電價保持一致。內蒙古、新疆根據(jù)放電量按電量電價（元/千瓦時）補償，補償電價逐年調整，避免項目享受容量補償后出現(xiàn)“躺平”的情況；補償容量方面，不同時長、不同容量的儲能對系統(tǒng)的可靠性貢獻不同，因此需要通過折算儲能對系統(tǒng)充裕度的貢獻，實現(xiàn)儲能與火電等其他類型電源同臺競價。大部分省份按照儲能有效容量進行補償，計算方法為“額定功率×滿功率放電時長/系統(tǒng)頂峰需求時長-廠用電”；執(zhí)行期限方面，山東、內蒙古等地建立相對市場化的長效容量補償電價機制，河北、新疆、廣東、浙江等地是短期政策，尚未形成機制。各省因地制宜探索容量電價機制，2025年內蒙古給予儲能0.35元/千瓦時放電量補償，2026年調整為0.28元/千瓦時，強度高于其他省份；甘肅實施“全容量補償+火儲同補”模式，給予儲能與火電相同的容量電價（330元/千瓦·年）；山東自2021年開始對發(fā)電側獨立儲能給予容量補償電價，根據(jù)儲能有效容量占全部市場主體的有效容量的比例來確定容量補償費用；河北根據(jù)并網時間點來遞減獲取容量電費的時間，激勵新型儲能及時并網發(fā)揮作用。總體來看，當前容量電價以政府直接定價為主，補償價格市場化水平較低，其科學性和合理性難以界定，且補償政策有效期通常為1~3年，無法覆蓋獨立儲能的全生命周期（10~15年），導致容量補償效果存在政策不確定性，難以支撐獨立儲能市場化可持續(xù)運作。
有關建議
一是降低儲能參與現(xiàn)貨市場的門檻，不斷完善儲能參與現(xiàn)貨市場的規(guī)則機制。當前，大多數(shù)省份儲能資源的市場準入標準在5/10兆瓦左右，廣東省的準入標準較低為2兆瓦,與英國的1兆瓦、美國的0.1兆瓦相比仍存在較大差距，建議逐步降低新型儲能參與門檻，允許小容量儲能以聚合的方式參與市場。持續(xù)細化現(xiàn)貨市場出清時空顆粒度，建立適應儲能荷電狀態(tài)約束、衰減老化特性的市場出清模型。合理設置現(xiàn)貨市場上下限價，拉大峰谷價差，激勵新型儲能等資源發(fā)揮頂峰保供作用。市場初期，新型儲能采用自調度模式參與，有利于儲能主體熟悉市場規(guī)則，積累運營與決策數(shù)據(jù)。遠期以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，即儲能申報充放電能力和價差，實現(xiàn)社會福利最大化。加快推動新能源與配建儲能一體化調用、一體化制定參與市場策略，提升配儲的市場競爭力。
二是持續(xù)擴容輔助服務品種，建立基于輔助服務效果的市場定價機制。當前，儲能參與輔助服務品種有限，同時參與各類市場受各種約束。建議各地根據(jù)自身的能源結構、負荷特性和調節(jié)需求，因地制宜地探索并發(fā)展與之相適應的輔助服務新品種，如爬坡、轉動慣量、黑啟動等。建立基于服務效果的定價機制，充分體現(xiàn)新型儲能調頻優(yōu)勢，推動各類輔助服務從行政定價到市場定價，激勵其充分發(fā)揮靈活調節(jié)作用。市場體系銜接方面，初期調頻、備用等輔助服務市場與電能量市場獨立、順次出清，有助于市場的快速起步；遠期推動輔助服務市場與電能量市場聯(lián)合出清，避免機會成本損失，實現(xiàn)儲能容量資源在各類市場中最優(yōu)配置。
三是科學合理評估儲能可信容量，分步驟、分階段推進容量市場建設?？尚湃萘繙y算方面，初期采用基于歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計方法，以放電時長占系統(tǒng)頂峰需求時長的比例來折算可信容量；遠期可采用更科學、國外容量市場普遍采用的等效載荷能力（effectiveloadcarryingcapability，ELCC）等方法來核定儲能等各類資源的可信容量，其核心思想是在維持系統(tǒng)同等可靠性的前提下，計算有無儲能資源時的負荷差，負荷增量即為儲能資源的可信容量。容量市場方面，短期持續(xù)完善各地容量價格機制，根據(jù)不同技術類型、不同建設時期的新型儲能的成本不同，分類型動態(tài)調整補償價格，延長補償期限；中期采用競爭性招標方式，由電站投資主體報價競爭獲取新型儲能容量規(guī)模和容量電價，減少大規(guī)模應用容量電價對終端電價的沖擊。遠期，在現(xiàn)貨市場成熟地區(qū)開展基于系統(tǒng)可靠性定價的容量市場，合理設計容量總需求規(guī)模與價格曲線，讓儲能與煤電等容量資源公平競爭。
四是強化新型儲能統(tǒng)籌規(guī)劃與技術創(chuàng)新，推動高質量發(fā)展。加強新型儲能產業(yè)發(fā)展的整體規(guī)劃和統(tǒng)籌協(xié)調布局，引導相關企業(yè)結合區(qū)域內產業(yè)基礎、市場需求等情況，合理制定產業(yè)發(fā)展目標，把握發(fā)展節(jié)奏。合理確定各地區(qū)新型儲能發(fā)展需求，統(tǒng)籌好新型儲能與其他調節(jié)性資源的關系，形成差異化布局。持續(xù)推動短時高頻、中短時及長時儲能等適配不同應用場景的新型儲能技術研發(fā)，重點聚焦新型儲能在高安全、低成本、長壽命、高性能、可持續(xù)、長時間以及系統(tǒng)支撐能力需要等方面進行完善，技術多元并進，推動形成儲電、儲熱、儲氫等多種儲能方式有機結合、協(xié)同運行。加強儲能產品安全生產和電站建造管理，強化安全性關鍵技術攻關。
