爆发式增长背后：新型储能如何穿越“盈利迷雾”？

南网能源院甘倍瑜南方电网公司新兴产业部 程哲

在“双碳”目标驱动下，我国新型储能产业迎来爆发式增长。截至2024年底，累计装机规模达到78.3吉瓦，历史性地首次超越抽水蓄能。然而，商业化模式不清、盈利机制不稳仍是制约其规模化发展的核心瓶颈。如何破解市场化难题，成为推动新型储能高质量发展的关键。

他山之石：海外储能如何赚钱？

现货价差套利是国外储能的主要收入来源。在国外成熟的电力市场中，储能的核心盈利模式是“低买高卖”——在电价低时充电，电价高时放电，赚取差价。在实际运行中，储能现货电能量收入与供需情况、价格水平等因素相关，如英国储能的电能量收入占比约四成，而美国加州则高达七成；又如在澳大利亚储能大规模发展下，现货价差套利空间不断被挖掘，澳大利亚储能在电能量市场收入从2021年的30美元/千瓦年提升至102美元/千瓦年，总收入占比从20%提升至70%。

调频辅助服务收益是国外储能的又一收入来源。按调用条件划分，调频辅助服务包括常规调用调频、应急事件触发调用调频两种；按响应特性划分，各国形成了差异化的品种设计：如英国根据响应时间设置了三类调频品种，分别要求调频资源在“1秒内、10秒内、30秒内”响应调频信号；又如美国PJM根据不同资源的调频特性分别设计了慢响应调节（RegA）和快速响应调节（RegD）两类产品，前者适用于传统的调频资源，能够持续较长时间维持出力但调节速率较慢，后者适用于储能等具备快速调节能力的调频资源，但长时间保持能力不足。储能在调频市场的收入与市场结构、系统运行情况等密切相关，如受暴雨洪灾引发断电因素影响，2020年一季度澳大利亚储能在应急调频品种收入占比一度高达77%；受储能市场竞争加剧影响，加州储能调频市场收入占比从2022年一季度的31%下滑至2023年四季度的10%。

备用辅助服务、容量费用是国外储能收入的有益补充。如美国加州允许储能参与旋转备用、非旋转备用市场，美国PJM、英国等容量市场允许储能与发电机组等容量资源同台竞争，并分别选择通过有效负荷承载能力（ELCC）、降额系数（de-rating factors）等方法对储能容量进行合理折算。在英国2023/24交付年的T-1容量拍卖中，储能资源占总中标容量的10.8%。受降额系数影响（1小时储能、9小时储能、火电机组的降额系数分别为11%、76%、95%），大规模长时储能在英国容量市场所获得的收益更为可观。

爬坡、惯量等新品种有望成为储能新的收入渠道。如美国加州引入了灵活爬坡服务（FRP）这一新型辅助服务交易品种，以确保在负荷偏差、新能源出力波动的情况下保障系统实时平衡，并允许储能通过提供该服务获利；澳大利亚启用惯量辅助服务，当系统低于最低安全惯性水平时，从传统发电机组、安装了逆变器以合成惯量的储能进行惯量采购。

盈利之困：国内储能商业模式的三大痛点

从应用场景看，新型储能可分为电源侧、电网侧、用户侧储能三类，横向对比国内省市区新型储能运营情况，各类新型储能商业模式成熟度不一，盈利能力稳定性均有所不足。

电网侧渠道多但“微利”，租赁收益面临变数。电网侧储能指在电网关键节点布局的新型储能项目，用于提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。当前电网侧储能通常为具备调度直控条件的独立储能，盈利渠道包括现货电能量价差套利、辅助服务、容量补贴、容量租赁等，收益占比受各省市区政策与市场环境变动影响。电网侧储能盈利渠道多元，但目前仅为微利运营，各盈利渠道的空间有待进一步扩大：现货电能量市场价差水平与市场结构、供需形势有关，难以确保长期稳定较大的套利空间；二次调频辅助服务市场空间有限，随着储能竞争逐渐增强，单个储能电站收益可能减少；备用、爬坡等辅助服务品种的收益空间较小，难以成为核心收入来源；容量补贴是储能重要的成本回收渠道，但储能容量机制尚未形成明确的政策依据；容量租赁在部分省份为储能的重要收入来源，然而在“发改价格〔2025〕136号文”出台后，储能租赁收益面临新的不确定性。

电源侧多为“强配”，运营风险由新能源企业承担。电源侧储能指与电站项目协同配置布局的新型储能项目，通常以电站为投资方，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用。当前电源侧储能主要为新能源配储，其商业价值主要体现为：与新能源整合、共同制定市场参与策略所带来的收益增加，收益水平受新能源自身的市场盈利空间影响。其中，山东、山西、河南等省市区已出台新能源配储转为独立储能的相关政策，具备调度直控条件与独立主体身份的新能源配储通过转为独立储能，可直接参与电能量现货、调频辅助服务等回收投资成本。

用户侧靠“峰谷价差”吃饭，政策转向带来不确定性。用户侧储能指在终端用户布局的新型储能项目，通常以终端用户为投资方，目的在于探索储能融合发展新场景与商业模式。用户侧储能主要通过用户侧峰谷价差套利，部分省市区充放电峰谷价差按电力市场成交价、政府核定峰谷电价比例折算得到实际执行的用户侧峰谷价格，部分省市区则执行储能充放电政策价格。未来随着分时价格信号进一步向用户侧传导，政策性储能充放电价格将向市场化价格转型，市场化定价下峰谷价差则同样面临不确定性。

未来可期：新型储能的四大发展机遇

新型储能产业在我国的蓬勃发展，正迎来一系列由能源转型加速推进、电力市场深化改革、社会需求演变及技术进步共同驱动的重大发展机遇。

高比例新能源电力系统中长期存在的分时供需平衡需求为储能提供发展空间。随着风光新能源占比持续攀升与电力市场改革持续深化，电力供需日内分时不匹配将成为长期存在的系统挑战，并通过电力现货市场价格信号充分反映。储能可跟随响应分时价格信号，解决跨时段能量平衡的电力系统需求的同时获得现货峰谷套利收入。

新型电力系统“双高”特性为储能发挥支撑性作用提供有益条件。“双碳”目标下新能源快速发展，高比例可再生能源和高比例电力电子设备的新型电力系统“双高”特性日益凸显，电力系统支撑能力变弱、振荡风险提升、随机波动增加、抗扰动能力减弱。储能可通过构网型技术、频率控制设备等，为电力系统提供快速调频、惯量支撑等服务，保障电力系统的安全稳定运行。

分布式光伏、充换电设施等分散式资源规模快速增长，储能成为解决电网局部运行风险的现实需要。分布式光伏、电动汽车充换电设施在配网末端大量介入，分散化、波动性的运行特性容易带来电网局部阻塞、过载、重载等潜在问题。通过充电园区配置储能、探索光储充一体化建设等，能有效降低配网升级改造成本，是解决电网局部运行风险最现实、灵活的技术解决方案。

储能成本在锂价下行和行业产能释放双重影响下正在步入下行通道。随着锂电池产业扩张、产能释放，叠加碳酸锂、正极材料、负极材料等原材料价格下行，锂电池价格价格下行，储能成本趋于降低。数据显示，2024年我国新型储能招投标市场中，2小时碳酸铁锂储能系统中标均价从年初的0.792元/兆时降至0.675元/兆时。

破局之道：政策与市场需双轮驱动

为充分把握发展机遇，推动新型储能产业健康可持续发展，建议从电网侧独立储能、电源侧储能、用户侧储能三方面持续完善相应市场化政策机制。

完善独立储能市场参与机制，形成多元储能收益渠道。健全电能量市场分时价格形成机制，充分释放储能跨时段平衡供需的价值；持续深化辅助服务市场品种设计，在完善现有调频、备用市场机制的基础上，积极探索引入快速爬坡、惯量支撑等适应新型电力系统需求的新型辅助服务品种，支撑储能变现灵活调节价值；深化研究储能与传统能源机组同台竞价的容量机制，发挥储能充裕性价值。

稳妥推进符合条件的电源侧储能向独立运营主体转型，释放存量资源价值。推动电源侧储能实施技术改造以满足技术条件与安全标准，明确电源与配套储能的运营经济责任边界，支持符合条件的电源侧储能转为独立市场主体运营，盘活存量储能资源，提升资源利用效率。

积极拓展用户侧“储能+”业务协同商业模式，提升储能综合效益。因地制宜强化光储充一体化充电站发展布局、探索电动汽车与储能“车储桩网”协同发展等，挖掘其用户侧储能在提升资源配置效率、延缓配网投资、促进分布式新能源消纳等多方面的潜在价值。

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