中國儲能網(wǎng)訊：隨著全國統(tǒng)一電力市場建設提速，儲能正從“政策驅動”轉向“市場驅動”，需通過價格機制優(yōu)化、交易類型創(chuàng)新、商業(yè)模式重構及制度協(xié)同，破解轉型難題，筑牢市場適配根基。
當前，儲能項目的獲利方式主要有中長期峰谷價差、現(xiàn)貨價差、輔助服務、容量補償、容量租賃等，具體根據(jù)所處源、網(wǎng)、荷側位置而各有側重。伴隨全國統(tǒng)一電力市場基本建成，電力市場活力加快釋放，強制配儲逐步取消，儲能商業(yè)體系開始由“政策驅動”加速轉入“市場驅動”時代。
電改加速，儲能項目盈利面臨新趨勢
近年來，全國統(tǒng)一電力市場建設加速推進，這既為新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶來更寬松靈活的市場空間，也倒逼儲能主體切實提升市場經(jīng)營能力及系統(tǒng)支撐實效。
一是電力現(xiàn)貨市場全面提速，跨區(qū)資源配置要求顯著提高。按照《關于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2025〕394號），2025年年底前，國網(wǎng)系統(tǒng)內除京津冀外的所有省級電網(wǎng)都要進入電力現(xiàn)貨市場正式運行或連續(xù)結算試運行，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場要啟動連續(xù)結算試運行。此外，國家正在研究推動各類主體參與跨省跨區(qū)電力市場直接交易，促進電力資源在更大范圍內的優(yōu)化配置。這要求儲能運營主體加快具備跨區(qū)域市場監(jiān)測、分析、交易能力。
二是新能源全面上市，強制配儲政策松綁。根據(jù)《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），配置儲能不得再作為新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。這直接沖擊了依賴政策生存的儲能容量租賃市場，短期內導致儲能容量供給過剩，租賃價格承壓下行。例如，江蘇的獨立儲能容量租賃價格已從2024年的約240元/（千瓦·年）下滑至120~160元/（千瓦·年）。未來，儲能的容量價值體現(xiàn)必須從“套殼租數(shù)”（只出租容量數(shù)額以滿足配儲指標，但不實際交出儲能調用權）轉向“按需競配”。
三是市場化峰谷電價機制逐步取代行政性峰谷。河北省發(fā)展改革委印發(fā)的《河北南部電網(wǎng)2026年電力中長期交易工作方案》已明確取消批發(fā)、零售電力市場的政策性峰谷分時電價限制，四川省也已發(fā)布類似征求意見方案。以河北南網(wǎng)為例，各經(jīng)營主體參與中長期交易將按照小時組織，申報限價范圍均為0~1.2元/千瓦時，不再受峰谷浮動比例限制，與現(xiàn)貨市場趨同。這意味著儲能依靠固定且寬裕的行政峰谷價差“躺贏”的時代趨于終結，未來盈利將高度依賴對復雜市場價格走勢的精準預判與風險對沖能力，行業(yè)將向少數(shù)具備專業(yè)交易能力的頭部企業(yè)集中。
四是促進新能源消納，調節(jié)資源價值凸顯。國家發(fā)展改革委、國家能源局于2025年11月發(fā)布的《關于促進新能源消納和調控的指導意見》明確提出，創(chuàng)新促進新能源消納的價格機制，“健全完善煤電、抽水蓄能、新型儲能等調節(jié)性資源容量電價機制”。為提升高比例新能源電網(wǎng)的穩(wěn)定運行能力，具備主動支撐功能的構網(wǎng)型儲能技術與滿足長時間能量轉移需求的長時儲能技術，正從技術選項變?yōu)閯傂孕枨蟆?
五是智能物聯(lián)技術催生新市場新業(yè)態(tài)。隨著5G、人工智能、邊緣計算等技術在電力系統(tǒng)的深度應用，儲能不再局限于物理設備個體，而是作為可調度、可聚合的“靈活性單元”融入虛擬電廠（VPP）、負荷聚合商等新型業(yè)態(tài)。儲能將從單一調節(jié)資源向“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同的聚合體轉型，催生跨時空、跨主體交易新場景，推動市場從“單體競爭”向“生態(tài)協(xié)同”演進。
謀轉型，探索新商業(yè)模式
面對市場帶來的結構性變革，新型儲能產(chǎn)業(yè)亟需從交易策略、技術路線、運營模式三個維度系統(tǒng)謀劃轉型路徑，提升市場適應能力與系統(tǒng)服務價值。
在交易層面，應從被動執(zhí)行轉向主動策略，具備專業(yè)化市場經(jīng)營能力。
儲能主體需建立專業(yè)化交易團隊，深入研究電力現(xiàn)貨價格波動規(guī)律、輔助服務出清機制與容量市場需求。具體路徑包括參與跨省跨區(qū)聯(lián)合經(jīng)營，利用地域間電價差和備用需求差異，優(yōu)化資產(chǎn)布局與交易策略；多元市場組合投標，靈活參與容量租賃、電能量及調頻、備用、爬坡等輔助服務市場以及未來的容量市場，實現(xiàn)價值疊加；提升金融風險對沖能力，探索運用電力遠期、差價合同等金融工具，鎖定部分收益，管理價格波動風險。
在技術層面，應從同質化發(fā)展轉向差異化競爭，以技術效能贏得市場。
加快長時儲能技術迭代，提升新能源高比例接入下的系統(tǒng)支撐能力。當前液流電池、壓縮空氣儲能等長時技術成本較2020年下降40%以上。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2025年9月，我國長時儲能裝機占比已達16.7%，中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）預計2030年這一比例將提升至20%以上。全面推廣構網(wǎng)型控制技術，提升儲能的慣量支撐、電壓調節(jié)能力，江蘇鎮(zhèn)江等地的構網(wǎng)型儲能電站可參與電網(wǎng)調頻，響應精度達±0.02~±0.05Hz，符合江蘇電力輔助服務市場要求。探索多技術路徑混合儲能，如“鋰離子電池+液流電池”組合，兼顧短時調頻與長時削峰填谷需求，提升系統(tǒng)綜合收益。
在運營層面，應從單一資產(chǎn)運營轉向綜合生態(tài)服務，構建復合型商業(yè)生態(tài)。
儲能主體可將儲能價值嵌入更廣泛的能源服務體系。發(fā)展共享儲能與虛擬電廠（VPP）模式，通過共享平臺聚合分散的儲能資源，為多個新能源場站或用戶提供租賃與調節(jié)服務；或作為VPP的可調資源，參與市場交易與需求響應，提升整體收益。拓展“儲能+”多元化應用場景，探索儲能與交通、化工等領域耦合，例如利用低谷電制氫驅動燃料電池汽車，或生產(chǎn)綠色甲醇、氨氣等衍生品，創(chuàng)造跨行業(yè)價值。提升儲能全生命周期精細運營水平，優(yōu)化充放策略以延長壽命，并探索梯次利用等后市場價值。
利長遠，相關配套機制需跟進
推進新型儲能轉型發(fā)展，需要政府部門、市場機構、科研院所協(xié)同發(fā)力，構建“市場+政策+技術”三位一體的配套支撐體系。
一是建立健全競爭導向、按效果付費的市場機制。允許儲能項目獨立或聚合參與各類電力市場交易，放開報量報價權限。建立收益與系統(tǒng)貢獻度掛鉤的定價機制，如輔助服務價格根據(jù)響應速度、調節(jié)精度差異化制定，構網(wǎng)型儲能參與調頻服務價格可較常規(guī)儲能上浮20% ~30%。推動全國容量補償機制并軌，統(tǒng)一容量補償標準，避免區(qū)域間政策套利，加快推進容量市場建設，以“按需競配”原則確定容量補償費用。
二是建立鼓勵技術研發(fā)支持相關機制。通過創(chuàng)新驅動成本下降、技術落地。政府通過財政補貼、稅收減免或綠色信貸的組合拳，鼓勵構網(wǎng)型儲能、長時儲能、混合儲能、共享儲能、儲能型虛擬電廠等前沿或關鍵技術研發(fā)，建立成果轉化激勵機制，對實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化突破的團隊給予重獎。推動建立完善的技術標準與檢測認證體系，特別是針對構網(wǎng)型功能、安全可靠性等，制定統(tǒng)一標準，引導行業(yè)有序競爭與高質量發(fā)展。
三是完善過渡保障與并網(wǎng)調度等機制，降低市場初期風險。創(chuàng)新融資與保險模式，鼓勵發(fā)展儲能資產(chǎn)證券化，推出針對儲能電站性能衰退和運營風險的保險產(chǎn)品。優(yōu)化并網(wǎng)調度管理，市場運營機構應公開、公平地披露電網(wǎng)阻塞與調節(jié)需求信息，為儲能項目規(guī)劃提供指引，并優(yōu)化調度規(guī)則，確保各類調節(jié)資源被公平、高效調用。健全監(jiān)管機制，由能源、市場監(jiān)管部門聯(lián)合開展儲能市場交易監(jiān)管，打擊惡意報價、虛假申報等行為，保障市場公平。
（作者均供職于國網(wǎng)河北省電力有限公司。編輯：張琴琴）
