北京
“储能行业已经进入市场机制驱动的新阶段，行业发展的核心不再是简单扩大装机规模，而是通过现货市场、辅助服务、容量补偿和新能源协同，建立可持续的商业模式。”近日，在济南举行的山东新型储能发展机制研讨会上，国家电投经济技术研究院战略规划与产业研究所所长裴善鹏作出上述判断。
截至2025年底，山东新型储能装机突破1000万千瓦，是全国唯一的电力市场建设综合改革试点，2026年全省新型储能装机目标进一步提升至1400万千瓦。在政策、场景、技术三重变革叠加下，与会专家形成共识：储能投资必须从全国统一的技术经济评价转向分省、分区域、分场景的精细化测算，技术创新应从单纯降低初始投资成本转向提升全生命周期价值。
现货市场挑大梁，容量电价成关键支撑
裴善鹏在专题报告中系统梳理了山东储能项目的收益构成。他指出，山东储能项目主要通过参与电力现货市场峰谷套利、容量补偿电价来获取收益，早期项目还可租赁给新能源作为代替强制配储的并网条件获取租赁费，“这些收益都是可以并行收取的，稳定可靠，山东新型储能政策体系一直领先全国。”但他同时明确，现货市场收益是目前最主要的收益来源，系统运行费和线损分时打折政策对增加独立储能收益非常关键。
在裴善鹏看来，容量电价是当前储能投资经济性的关键支撑，峰谷价差、现货市场成熟度、系统运行费、容量电价和新能源出力结构共同决定项目收益水平。他强调，储能技术路线的优化不仅需要考虑设备造价，还要综合考虑电池衰减、循环寿命、运行策略、调频收益和资本金回报率。
企业层面的实践印证了这一判断。上海路明星光智能创新业务总监王烁祺提出，配储收益包括现货及中长期交易、弃电消纳、偏差考核优化、容量租赁成本节约和补贴收益。山东推动联合申报和动态出清，对交易预测及运营能力提出更高要求。项目案例显示，主动充放电策略可将储能利用率从40%—50%提升至70%—80%，收益差异可达30%。但他也坦言，新建配储项目目前经济性不足，投资回报仍高度依赖弃电率、节点价差、机制电价及存量补贴等条件。
新兴场景落地成型，成本疏导机制待健全
山东省电力行业协会执行会长徐震则从体制机制层面指出挑战：成本疏导机制尚不健全，电力系统因增加储能和调峰资源而产生的成本缺乏有效疏导渠道，电价难以上调、地方仍有降电价诉求；大型储能项目投资主体多元，多方收益模式仍在形成中，项目收益表现与预期存在差距。他建议理顺储能投资与经济发展的关系，尊重电力发展的科学规律，避免将电力单纯作为经济调节工具。
在收益机制重构的同时，新兴应用场景与技术模式正在山东落地成型。徐震介绍，云储能、台区储能等探索相继落地，技术模式初步成型，经济模式仍需完善；分布式光伏规模大、白天消纳压力与超电压问题突出，台区消纳手段、工商业储能及电压治理技术下一步将受到较多关注。
与会企业代表围绕储能参与电力市场、商业模式创新及规模化应用展开深入交流。本次研讨会汇聚了国网山东电力调度中心、国网山东综合能源公司、华能山东公司、新风光、华为数字能源山东公司、晶农能源集团、电工时代等企业代表，结合经营实践和项目运行经验分享现实挑战与发展建议。
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