2025中国电池储能盈利模式探索加州经验的启示报告

这份报告是加州 - 中国气候研究院 2025 年 8 月发布的，核心是研究中国电池储能怎么赚钱，同时借鉴美国加州的经验来给中国提建议。

首先看引言部分，中国电池储能发展特别快，2021 年定了到 2025 年新增 30 吉瓦新型储能装机的目标，结果 2024 年底就提前实现了，累计装机到了 73.76 吉瓦，远超目标。但问题也很明显，虽然装了很多储能设备，怎么让这些项目稳定赚钱、有持续的收入，还是个大难题。而加州是美国储能发展最活跃的地区之一，2020 年到 2023 年 5 月，储能装机从 500 兆瓦涨到了 5000 兆瓦，涨了十倍，靠的是完善的监管规则和补偿机制，能保障储能项目的收益，也让投资者觉得靠谱。所以这份报告就想通过分析中国和加州的情况，找出能帮中国构建更有效的储能盈利模式的方法。

接着说中国的储能发展和收入模式。截至 2024 年底，中国新型储能装机比 2020 年涨了近 20 倍，其中锂离子电池占了绝大多数，有 96.7%。推动发展的重要方式是 “新能源 + 储能”，国家政策鼓励新能源发电项目配套建储能。全国有 17 个省份储能装机超 1 吉瓦，12 个省份超 2 吉瓦，这些省份合计装机占全国 60%。不过不同省份的赚钱方式不一样，有的能参与现货市场和提供辅助服务，有的主要靠中长期合同，还有的用固定电价，像峰谷价、煤电基准价这种。但不管哪种方式，大多面临收益不足的问题，比如广东 2024 年现货市场里，储能项目充电价反而比放电价高一点，全年净亏 2000 多万，就算有差价，空间也很小。另外，虽然有 8 个省份给固定容量补偿，但期限大多 1-3 年，还逐年减少，只有蒙西是 10 年的长期补偿。还有一种 “容量租赁” 模式，就是储能租给新能源开发商，但 2025 年起国家鼓励储能独立参与市场，这种租赁模式的持续性就不确定了，而且中国没统一的容量市场，投资者对未来收益心里没底。

然后是加州的监管框架和收入机制。加州有两个主要监管机构，加州独立系统运营商（CAISO）管批发电力市场运营，加州公共事业委员会（CPUC）监管电力公司，保障用户用电。加州很早就通过法案推储能，2010 年就设了储能强制采购目标，后来又不断把储能纳入可再生能源战略，目标是 2045 年全用零碳电力。加州没有统一的容量市场，而是靠 “资源充足性机制”，要求电力服务商和储能开发商签长期双边合同来保障容量。在这种体系下，加州储能项目收入来源很多，尤其是大型项目，近一半同时参与电能量、辅助服务和容量市场，80% 以上靠容量市场的双边合同赚钱。而且在极端天气时，比如 2022 年夏季热浪，储能项目 10 天就赚了近 7800 万美元，占全年市场收入 20%，收益很可观。

再看加州的 Moss Landing 储能项目案例，这是全球最大的锂离子电池储能系统之一，总容量 750 兆瓦 / 3000 兆瓦时。它的主要收入来自容量市场，和当地电力公司签了 20 年的合同，这部分收入占总收入的 50%-61%，很稳定。剩下的收入来自电能量和辅助服务市场，虽然这部分波动大，有时会亏损，但遇到热浪等电价高的时候能赚不少。它的运行策略也很清晰，白天太阳能多、电价低的时候充电，傍晚和夜间电价高、需求大的时候放电，而且收入很集中，2024 年 75% 的收入来自 15% 的交易时段，主要是用电高峰的时候。这个项目的模式就是靠长期容量合同保障基础收入，再靠市场波动赚额外的钱，而能实现这种模式，关键是加州有能反映储能价值的批发市场和支持长期容量支付的监管框架。

最后是结论和建议。加州的经验说明，在用电高峰或电力紧张时，储能能发挥大作用，而且通过优化现货市场规则，比如提高价格上限，让电价能真实反映供需，能让储能更赚钱。中国目前的储能收入模式都没充分体现储能的灵活性价值，要么是固定电价，要么市场波动小，辅助服务类型也少，定价也不灵活。所以建议中国深化现货市场建设，让电价能体现储能的调节价值；拓展辅助服务市场，让储能能参与更多服务，定价更市场化；优化容量补偿机制，鼓励签长期合同，给投资者稳定的预期。另外，国家 2024 年提了要推动市场化的容量支付机制，这是好趋势，接下来关键是建立长期合同机制和完善的监管制度，让储能成为稳定的独立容量资源，这样才能推动中国储能持续发展，助力构建更清洁高效的电力系统。

报告节选

完整报告获取：三个皮匠报告