深度 | 市场化环境下新型储能商业模式演变的分析与建议

新能源配储从“成本包袱”到

“利润引擎”，如何配是关键

《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》取消了新能源强制配储要求（一般按装机的5%~20%，2~3小时配置储能），新能源配储从政策强制向市场驱动转变，配储从“强制配”到“自主配”。在电网统一调度模式下，新能源配储受接入位置、电压等级、电网负荷变化等因素影响，调用次数存在不确定性，利用效率较低。在“报量报价”或申报自调度计划曲线参与现货市场的模式下，新能源配储具有三方面市场效益：其一是配储利用新能源弃电充电、高峰时刻放电，降低弃电率，赚取峰谷价差；其二是配建储能与其所在场站视为整体参与市场，利用储能改善新能源发电曲线，减少偏差考核成本；其三是在电力系统供需紧张时段提高新能源顶峰供电能力，参与辅助服务市场获取收益。新能源配储的经济性与现货峰谷价差、新能源限电率、储能系统成本等因素密切相关，各地差异较大，总体经济性仍不足。据测算，山东地区新能源配储后，如能实现自调度利用新能源弃电充电，按照配储成本0.65元/瓦时测算，新能源50%容量配储，配储时长2小时，风电收益率提升1个百分点，光伏收益率提升2.3个百分点。国家虽已明确配储可在满足相关技术条件后转为独立储能，但新能源场站配储容量一般较小，为其配置AGC等相关控制和安全自动系统的单位容量成本较高。随着市场机制逐步成熟，新能源主动配储的经济性有望逐步提升，也有助于其在签订长期购电协议（PPA）时提升议价能力。目前，欧洲市场上传统的独立太阳能电站叠加长期购电协议的商业模式，因日益严重的价格蚕食效应、负电价时段的增多以及电网连接的瓶颈而难以为继，“风电或太阳能+储能”的共址长期购电协议（Co-locatedPPA，共址PPA）加速发展，共址PPA相对传统PPA能获得高达25%的溢价。截至2025年9月10日，欧洲光储共址项目披露签约容量达3吉瓦时，同比增长676%，远超独立储能项目规模增速。

竞逐现货市场对储能电站价格预测、运行管理能力等提出更高要求。新型储能已成为独立市场主体，能够参与中长期市场，或以自调度、“报量不报价”“报量报价”等方式参与日前市场，放电、充电行为分别视为发电侧和用户侧主体进行结算。新型储能日内运行以一充一放为主，利用午间光伏大发形成的谷段价格充电，晚高峰峰段价格放电，从而获取充放电价差收益,部分地区能实现两充两放。新型储能参与现货市场的盈利空间主要取决于峰谷价差，而价差受发电特性、市场限价、报价策略、潮流阻塞等多方面因素影响，价差变化剧烈，各地现货套利收益波动较大。如第三季度，山西、蒙西现货峰谷价差均值分别达到401元/兆瓦时、333元/兆瓦时，而广东仅有104元/兆瓦时。同时，储能的技术特性与经济特性不同于火电机组，需要申报荷电状态SOC、充/放电功率等参数，对储能电站的价格预测、运行管理能力提出更高要求，需要精准预测峰谷价差的“幅度大小”“时段结构”，否则可能出现高充低放，导致亏损。随着新能源渗透率提升，现货系统净负荷“鸭子曲线”特征更加明显，负电价时段增加，峰谷价差拉大，有利于增加现货套利收益，成为储能收益基本盘。

储能参与调频服务优势明显，

但未来调频市场竞争激烈

随着新能源渗透率提升，新能源波动性、间歇性带动系统调频需求快速上升，调频市场成为新型储能获取收益重要方式之一。调频收益是中标调频里程、调频综合性能结算K值、调频出清价格的三者乘积。与火电分钟级响应相比，电化学储能具有毫秒级响应速度（是火电的20~50倍）和高精度的功率调节能力（AGC指令跟踪误差±0.1%），且调频成本更低，在调频市场中优先中标。如在新能源渗透率超过40%、电力辅助服务市场成熟的美国加州，电化学储能代替燃煤和燃气机组承担了系统50%以上调频任务。部分地区由于调频容量需求的总盘子增长有限，且需要分配一定规模的调频容量给火电、火储等其他调频资源，留给电化学储能的调频容量规模有限（山东、广东等市场要求储能中标调频总容量的上限低于50%），加上进入调频市场的新型储能增多，调频供给大于调频需求，调频出清价格呈下降趋势。2024年，南方区域调频辅助服务市场的调频容量需求同比提升10%以上，但调频平均出清价格同比下降11.9%。部分地区通过降低调频综合结算性能指标K值上限，降低调频费用规模，如山西将上限从8减少至2，导致调频收益大幅缩水。对比国际调频市场的发展经验，远期更激烈的调频市场环境和性能更好的储能入场，调频收益可能面临退坡。未来，需要探索适宜储能的调压、爬坡、转动惯量等更多辅助服务品种，为储能开辟更多收益渠道。

新型储能容量价值在多元收益组合中重要性凸显。受市场供需等多种因素影响，新型储能现货峰谷价差套利与辅助服务收益波动性较大，仅凭两者不足以支撑储能收回成本和合理收益。新型储能与煤电、抽水蓄能等机组具有一样的容量顶峰价值，且是绿色低碳、性能较优的容量资源，应获得类似的容量电价，以实现和传统电力资源公平竞争。容量价值作为新型储能的收益基本盘，重要性将越发凸显，预计将在多元化收益组合中占比提升。以电力市场较完善的美国加州为例，目前电池储能规模达到10379兆瓦，容量市场是最普遍的参与形式，也是电池储能最主要的收入来源，46%的大型电池储能项目（>100兆瓦）同时参与电能量市场、辅助服务市场与容量市场，80%的大型电池储能项目参与容量市场。以全球最大的四小时锂离子电池储能系统（三期项目，合计750兆瓦/3000兆瓦）—美国加州MossLanding储能为例，容量市场是其最稳定且占比最大的收入来源，在加州资源充足性机制的要求下，PG&E电力公司与该项目开发商签订了一份为期20年的容量采购合同，容量收入合计占该项目总收入的50%~61%。

各省差异化探索储能容量电价机制

目前以政府直接定价和短期补贴为主

《方案》提出“推动完善新型储能容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制”，为各省出台容量电价机制提供顶层依据。截至2025年9月，内蒙古、甘肃、河北、宁夏、新疆等11省（区）结合自身特点，出台了储能容量电价相关正式政策文件或征求意见稿，就新型储能容量电价、补偿容量、补偿期限等进行差异化探索。容量电价方面，甘肃、宁夏、山西、广东、河北等省（区）实施固定容量电价（元/千瓦年）补偿，与煤电容量电价保持一致。内蒙古、新疆根据放电量按电量电价（元/千瓦时）补偿，补偿电价逐年调整，避免项目享受容量补偿后出现“躺平”的情况；补偿容量方面，不同时长、不同容量的储能对系统的可靠性贡献不同，因此需要通过折算储能对系统充裕度的贡献，实现储能与火电等其他类型电源同台竞价。大部分省份按照储能有效容量进行补偿，计算方法为“额定功率×满功率放电时长/系统顶峰需求时长-厂用电”；执行期限方面，山东、内蒙古等地建立相对市场化的长效容量补偿电价机制，河北、新疆、广东、浙江等地是短期政策，尚未形成机制。各省因地制宜探索容量电价机制，2025年内蒙古给予储能0.35元/千瓦时放电量补偿，2026年调整为0.28元/千瓦时，强度高于其他省份；甘肃实施“全容量补偿+火储同补”模式，给予储能与火电相同的容量电价（330元/千瓦·年）；山东自2021年开始对发电侧独立储能给予容量补偿电价，根据储能有效容量占全部市场主体的有效容量的比例来确定容量补偿费用；河北根据并网时间点来递减获取容量电费的时间，激励新型储能及时并网发挥作用。总体来看，当前容量电价以政府直接定价为主，补偿价格市场化水平较低，其科学性和合理性难以界定，且补偿政策有效期通常为1~3年，无法覆盖独立储能的全生命周期（10~15年），导致容量补偿效果存在政策不确定性，难以支撑独立储能市场化可持续运作。

有关建议

一是降低储能参与现货市场的门槛，不断完善储能参与现货市场的规则机制。当前，大多数省份储能资源的市场准入标准在5/10兆瓦左右，广东省的准入标准较低为2兆瓦,与英国的1兆瓦、美国的0.1兆瓦相比仍存在较大差距，建议逐步降低新型储能参与门槛，允许小容量储能以聚合的方式参与市场。持续细化现货市场出清时空颗粒度，建立适应储能荷电状态约束、衰减老化特性的市场出清模型。合理设置现货市场上下限价，拉大峰谷价差，激励新型储能等资源发挥顶峰保供作用。市场初期，新型储能采用自调度模式参与，有利于储能主体熟悉市场规则，积累运营与决策数据。远期以“报量报价”方式参与现货市场，即储能申报充放电能力和价差，实现社会福利最大化。加快推动新能源与配建储能一体化调用、一体化制定参与市场策略，提升配储的市场竞争力。

二是持续扩容辅助服务品种，建立基于辅助服务效果的市场定价机制。当前，储能参与辅助服务品种有限，同时参与各类市场受各种约束。建议各地根据自身的能源结构、负荷特性和调节需求，因地制宜地探索并发展与之相适应的辅助服务新品种，如爬坡、转动惯量、黑启动等。建立基于服务效果的定价机制，充分体现新型储能调频优势，推动各类辅助服务从行政定价到市场定价，激励其充分发挥灵活调节作用。市场体系衔接方面，初期调频、备用等辅助服务市场与电能量市场独立、顺次出清，有助于市场的快速起步；远期推动辅助服务市场与电能量市场联合出清，避免机会成本损失，实现储能容量资源在各类市场中最优配置。

三是科学合理评估储能可信容量，分步骤、分阶段推进容量市场建设。可信容量测算方面，初期采用基于历史数据统计方法，以放电时长占系统顶峰需求时长的比例来折算可信容量；远期可采用更科学、国外容量市场普遍采用的等效载荷能力（effectiveloadcarryingcapability，ELCC）等方法来核定储能等各类资源的可信容量，其核心思想是在维持系统同等可靠性的前提下，计算有无储能资源时的负荷差，负荷增量即为储能资源的可信容量。容量市场方面，短期持续完善各地容量价格机制，根据不同技术类型、不同建设时期的新型储能的成本不同，分类型动态调整补偿价格，延长补偿期限；中期采用竞争性招标方式，由电站投资主体报价竞争获取新型储能容量规模和容量电价，减少大规模应用容量电价对终端电价的冲击。远期，在现货市场成熟地区开展基于系统可靠性定价的容量市场，合理设计容量总需求规模与价格曲线，让储能与煤电等容量资源公平竞争。

四是强化新型储能统筹规划与技术创新，推动高质量发展。加强新型储能产业发展的整体规划和统筹协调布局，引导相关企业结合区域内产业基础、市场需求等情况，合理制定产业发展目标，把握发展节奏。合理确定各地区新型储能发展需求，统筹好新型储能与其他调节性资源的关系，形成差异化布局。持续推动短时高频、中短时及长时储能等适配不同应用场景的新型储能技术研发，重点聚焦新型储能在高安全、低成本、长寿命、高性能、可持续、长时间以及系统支撑能力需要等方面进行完善，技术多元并进，推动形成储电、储热、储氢等多种储能方式有机结合、协同运行。加强储能产品安全生产和电站建造管理，强化安全性关键技术攻关。