前三季度狂飙102GWh，储能却还在为“钱”发愁：规模向上、收益向下的困局怎么破？
2026-11-05 16:58发布者：绿能留白
来源：台区储能
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如果只看装机数据，储能行业依然配得上“狂飙”二字。前三季度国内新型储能新增装机35.30GW/102.31GWh，其中第三季度单季就干出了13.4GW/43.0GWh的成绩。对比上半年，功率和能量规模双双重回正增长轨道。中关村储能产业技术联盟更是给出预测：到2030年，理想场景下新型储能装机规模将达450.7GW，保守场景也有371.2GW。今年以来的政策调整——消费税重启、出口退税取消，确实把储能成本中枢往上推了一把，低价内卷的恶性竞争有所收敛。可困扰行业的根本问题并没有随之消失：规模还在涨，收益闭环却迟迟形不成。说白了，装机越多，压力越大。这门生意，到底该怎么算账？工信部装备工业发展中心党委书记、副主任柳新岩给了一个很清晰的定位：新型储能兼具调度电源与柔性负荷的双重属性，承担削峰保供、快速调频、电网安全支撑等功能。宁德时代创始人曾毓群说得更直接——储能正从新能源的配套设施，成长为电力系统不可或缺的新型基础设施。从“配套”到“基础设施”，定位拔高了一大截。应用场景也在迅速铺开：算力中心、算电协同、零碳园区、虚拟电厂、车网互联、微电网……尤其是算力中心，对供电可靠性和电价套利的需求极其强烈，储能与AI的融合正在成为行业重要演进方向。国家发展改革委能源研究所原所长戴彦德一针见血：行业最突出的问题就是重规模扩张、轻价值挖掘，项目经济效益与市场收益机制尚不健全。国家发改委早就指明了方向——储能要构建“辅助服务+现货市场+容量电价”的多重盈利模式。框架搭起来了，落地效果却不理想。柳新岩也承认，多元收益框架虽已初步成型，实际盈利能力仍有很大提升空间。- 一头是成本。今年以来全国平均系统运行费上涨约一倍，储能充电成本被大幅推高。
- 另一头是收入。全国已有11个省市取消行政分时电价，以峰谷套利为核心的储能商业模式失去了稳定基础，收益空间被严重侵蚀。
烟台东方威思顿电气微电网事业部部长田景超话说得很直：“单一的身份已经撑不起一个项目的投资。” 靠电价差吃饭的日子，越来越难以为继。业内共识是，要打通价值收益闭环，必须走两条路：一是市场机制的改革完善，二是技术性能的升级突破。两条腿缺一不可。电力市场化改革从2022年以来一直在推进。从明确储能独立市场主体地位，到完善电能量、辅助服务、容量补偿的政策体系，多重盈利模式的框架基本搭建完成。但政策落地层面，距离行业期待还有差距。柳新岩的建议很具体：进一步健全价格机制，推动国家层面出台更具落地性、操作性的统一容量电价指引与实施细则，让企业有明确的收益预期和增厚收益的渠道。
在“十五五”规划中，风光电站平均置信出力要达到8%。中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻判断，这意味着源侧配储将形成一体化的运营与调用机制，在新能源消纳中发挥更大作用。这一机制已经在山东率先落地实践。李臻还提出一个容易被忽视的点：系统运行费在电价体系中仍有改革空间。通过机制优化改善储能充放电的收益水平，是“十五五”时期储能价值获得合理兑现的重要路径。从工商业储能角度看，企业电费账单里其实藏着机会。国中绿电（苏州）碳中和研究院院长侯守礼把企业电费拆成三块：电度电价、容量（需量）电价、系统运行费。降低最大需量，就能直接减少容量电费支出；对电网更友好，未来还能降低分摊的系统运行费。而这些，恰恰是储能可以发挥作用的地方——辅助压低峰值负荷、削减容量电费，同时优化用电特性、提升电网友好度。4.绿电消纳与碳资产开发还能带来约10%的额外收益时代绿色能源解决方案总监辛骥元则强调“源网荷储协同”才是未来的盈利模型。当然，不是所有项目都能达到这个水平。场景化解决方案对企业能力提出了更高要求，但方向是明确的：储能的钱，要从多个口袋里掏，而不是死盯峰谷价差这一个。机制是外部条件，性能是内部功底。储能价值变现的第二重突破，最终要回归产品本身。柳新岩的判断很关键：随着容量电价、辅助服务、现货市场等机制不断完善，项目收益将不再由一次性投标报价决定，更多取决于全生命周期的可用率、安全可靠性、实际调用响应表现。电价偏低叠加设备故障率高、利用小时数不足，反而会推高全生命周期成本。工信部副部长熊继军也明确表态：要坚持需求牵引，持续提升能量转化效率、循环寿命与长期运行稳定性，夯实储能项目的收益保障基础。从技术路线看，行业正在从单纯追求容量提升，转向两个核心能力的搭建：构网能力和长时储能。东南大学电气工程学院教授肖华锋用了一个很形象的比喻：海量风光电源并网，就像在晾衣绳上挂衣服，挂得越多绳子下坠越明显，电网的电压和频率就越难维持稳定。接入储能，相当于在晾衣绳上打结、装挂钩，让风光出力分布更均匀；而如果储能具备构网能力，则相当于在绳子下坠的位置加装支撑杆，从根源上保障电网稳定运行。肖华锋认为，除了常规的电量平移、平抑波动，储能还要发挥构网控制能力、以电压源形式运行，这才是应对高比例新能源并网的最优解之一。另一个短板是长时储能。侯守礼指出，当前行业存在明显的供需错配：主流产品仍是2小时、最多4小时的电化学储能，液流电池、压缩空气等8小时、10小时乃至12小时的长时储能产品供给不足。储热、储冷、制氢等路线的成本下降幅度，还不足以支撑大规模市场化应用。海外频发的储能电池热失控、起火爆炸事故，也说明新场景下的安全防护体系仍需完善。面向源网荷储一体化，行业还需要更强的智能化调配能力，才能适配电价实时波动的电力现货市场。柳新岩明确表示，作为短时调峰调频与大型独立储能的主力技术路线，成本将持续向大容量、长时化、构网化方向演进。储能行业的故事，上半场讲的是“装了多少”，下半场要讲的是“赚了多少”。场景拓展打开了想象空间，市场机制框架也在逐步完善，但利润的厚度最终要靠企业自己挖、靠技术实力托底。从峰谷套利到多重收益，从短时调峰到构网支撑，从2小时到8小时以上——每一步都是硬仗。规模向上的曲线还在延伸，收益向下的困局也还没完全打开。储能行业真正的价值闭环之路，才刚刚启程。谁能先跑通“机制+性能”的双轮驱动，谁就能在下一轮竞争中站稳脚跟。
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