文章由绿色和平地方气候行动力项目组撰写，首发于微信公众号储能100人。
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“136号文”）后，新型储能行业进入政策调整期，2025年一季度中国新型储能新增装机规模首次出现负增长；新能源项目“抢装”拉动2025年第二季度新型储能新增装机同比增长24%，高于历年同期。
2025年5月以来，山东、广东、蒙东、湖南等省（区）发布“136号文”地方实施方案和配套细则等征求意见稿，明确与细化了新能源新增项目机制电价、机制电量和执行期限等内容，推动新型储能产业从“政策驱动”向“市场驱动”的高质量转型。曾经依靠行政手段强制配储的发展模式已不适用，迫切需要将储能从“配套附庸”转变为真正的市场主体。储能的灵活可控性、快速响应能力，使其在新能源全面入市的新格局下发挥出推动低碳电力系统发展至关重要的战略支撑作用。
加快建设高比例可再生能源新型电力系统，为储能快速发展创造了良好机遇
得益于能源战略转型，中国以风光为主的新能源正加速实现从“补充”转向“主力”电源的转变。截至2025年5月底，中国风电光伏装机容量同比激增43.4%，达到16.51亿千瓦，增速远超传统能源。然而，伴随而来的是新能源消纳压力不断加剧，今年1-5月，风电和光伏利用率分别为93.2%和94%，均同比下降2.7个百分点。在此背景下，储能作为连接新能源供给与用户需求之间的“桥梁”，可以通过时间调节、电量平衡与系统支撑三重功能有效缓解新能源消纳压力。
“136号文”明确取消“强制配储”后，虽短期内中国一季度储能新增装机出现下滑，但长期更凸显了电网对调节能力的深层次需求。中国抽水蓄能与气电等传统调节电源仅约占全部电源装机的7%，远低于欧美国家的15%-50%，无法满足电力系统的灵活性要求。要保障可再生能源投资的商业可行性并满足尖峰用电需求，电池储能已经成为最具成本效益且最低碳的调节手段。
更值得关注的是，中国近期明确要求并网型绿电直连项目“合理配置储能”，不仅有助于平抑直连电源的出力波动，在现货市场连续运行地区也可将富余电量返售至电网，提升直连项目盈利水平、帮助企业降低碳成本。进入“十五五”后，随着新能源持续增长与市场化机制的深入推进，储能的发展空间愈发广阔。
新能源市场化有助于储能提升利用水平并形成可持续商业模式
在政策机制释放出广阔发展空间的同时，储能如何在这一市场结构中“接住”新增需求、实现真正落地，核心在于能否提升其经济性与利用水平。换言之，仅有增长潜力还不够，还必须通过有效的市场设计，激励储能资源主动参与各类市场，形成持续稳定的收益预期。当前，储能正逐步参与包括现货交易、辅助服务、中长期等多个市场环节，不仅拓展了盈利路径，也加速了其从“项目配套”向“独立市场主体”的转型。
新能源市场化增加了储能从现货市场获利的可能
2025年4月29日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布了《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。现货市场的放开，为储能提供了更加灵活的交易通道和盈利机会，尤其“136号文”提出放宽现货市场价差，有望拉大储能“谷充峰放”的套利空间，从而提升储能系统的日内循环次数和整体投资回报率。
在发电侧，集中式光伏电站可通过配套储能系统主动改变自身出力曲线，从而更灵活地响应电价变化。比如午间光伏大发时段常伴随低电价甚至负电价，若将该时段富余电量储存起来并在傍晚或次日清晨高价时段释放，不仅可获得额外收益，还能缓解弃光风险，提高新能源消纳和资产利用水平。随着现货价格机制日趋市场化，这类“自调节+套利”模式将成为电站增收的新常态。
在负荷侧，分时电价和需求响应政策同样为储能创造了价值。广东、浙江等地的分时电价通过划定夜间、日间和峰谷时段价差，激励用户侧储能在低谷时段充电、高峰时段放电，直接为储能系统提供了套利空间。更进一步，用户侧储能与分布式电源、虚拟电厂等之间的协同，可将分散资源聚合成可调容量，在现货市场参与交易，从而实现主动响应和更优电价获取。
尽管现货市场正快速扩容，但峰谷价差仍相对保守，2024年多数地区仅在0.2–0.3元/千瓦时中间波动，蒙西地区虽一度接近0.5元/千瓦时，却同比下降逾20%。在此背景下，储能项目要构建完整的商业闭环，不仅需要把握现货套利机会，还必须联动辅助服务、容量市场等多元化机制，才能实现可持续盈利并充分发挥在新型电力系统中的战略价值。
参与辅助服务市场未来将是储能获利的重要来源之一
参与电力辅助服务市场，正在成为储能盈利的重要来源之一。今年4月发布的《电力辅助服务市场基本规则》首次将储能和虚拟电厂等纳入辅助服务经营主体，将传统的“计划补偿”机制转变为“市场驱动”模式，为储能在调频、调峰、备用等服务中提供了制度保障和市场化动能。截至5月，全国已有16个省份建立调峰市场、15个省份建成调频市场、2个省份设立爬坡市场，6个区域实现了调频、调峰与备用市场的覆盖，辅助服务市场的版图正在快速扩张。
在地方实践中，山西的探索尤为典型。该省于2022年率先出台新型储能参与一次调频有偿服务的政策，并于去年进一步鼓励独立储能参与二次调频，这不仅意味着山西独立储能电站可实现现货市场和辅助服务市场的协同获利，也迅速提升了项目数量——并网运行的独立储能电站从2023年的2个增至去年的10个。与欧美成熟市场中60%-70%的储能收益来源于辅助服务费用相比，中国目前超一半的储能投资收益来自峰谷价差。随着市场化规则的不断完善，辅助服务将在储能总收益中占据越来越高的比重。
然而市场机制的改革仍然是渐进的，一些省份要求独立储能在参与现货市场和辅助服务市场之间“二选一”，使项目在高峰套利和稳定辅助补偿间进行取舍，从而影响了资源利用效率和整体收益。一项针对风电与储能联合模型的研究表明，现货与辅助服务的联合竞价较单一模式可提高约25%的收益，同时降低弃风率，说明多市场并行参与能够更好地发挥储能价值。
未来新能源全面入市带来的电网调节需求只会持续攀升，储能在供需平衡、系统安全和市场优化中的作用将愈发关键。通过积极参与调峰、调频等多元化辅助服务，储能不仅能够实现稳定而可观的收入，也将为构建以新能源为主体的新型电力系统提供坚实保障。
储能的容量价值有待进一步挖掘
2023年11月，容量电价机制适时建立。国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起实施新的煤电两部制电价机制。此后，多地开始探索将新型储能等灵活性资源主体也纳入到容量电价补偿机制当中，获取其在电力系统尖峰负荷时段参与提供“有效容量”的价值，即根据区域电网需求和电源结构，以及容量充裕度和峰时保供需求，基于技术中立和同工同酬的原则，给予新型储能相应的服务价值。
截至2025年6月，多个省份已先行试点容量补偿。内蒙古对纳入规划的独立储能电站发电量给予10年、0.35元/千瓦时的容量补偿，并已于5月开始支付，总额度近亿元；广东出台了独立储能电站的电费补偿机制，对符合条件的储能电站提供年度容量补偿，标准为100元/千瓦；河北也明确将独立储能纳入容量激励，年补偿上限为100元/千瓦。这些举措表明，各地正通过容量补偿为储能项目提供可预期的长期收益，从而激发资本投入和规模化建设。
未来除了在能量市场中获利，储能还将凭借容量市场获得稳定收益，大幅提升投资安全性与回报确定性。只有当储能的容量价值被市场和政策充分认可，才可真正支撑新能源全面入市的平稳落地，并为构建以新能源为主体的新型电力系统奠定坚实基础。
新能源参与中长期市场中储能的收益保障与绿色增值
“136号文”鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，尤其在储能项目与新能源电量一起打包签订协议的情况下，可以锁定电价和交易量，形成稳定供求关系，在对冲现货波动风险的同时，还能通过优化出力曲线与申报曲线保持一致，确保多年期购电协议的顺利履约并为新能源与储能企业提供可预期的发展收益。
其中绿电交易作为中长期交易中的特定子集，也为储能赋予了额外的绿色价值。通过“全天候绿电多年购电协议”将新能源电量与储能打包，若可以实现按小时匹配的绿色电量交付，更好地可满足企业对绿色可追溯电力的需求；而在“绿电直连+储能+多年购电协议”模式中，储能既能提升直连项目就地消纳能力和供电连续性，又可为企业带来碳减排效益，有助于提升储能的整体价值。
总的来说，通过多市场联动，储能项目能够构建“保底+超额”的双轨收益模式：在现货市场与辅助服务市场中，储能可以抓住价格波动与系统需求的短期增益；与此同时，也可在中长期市场中，与新能源电量一起打包签订多年期购电协议，锁定电价和交易量，确保稳定的合同保底收入。若能在容量市场中获得容量补偿将更进一步稳固其底层收益，与三大市场的信号价格与收入通道叠加后，储能项目便能在保障基本回报的基础上，获取更多超额收益，不仅可以为投资者提供可预期且有成长性的盈利前景，也为推动电力系统向绿色、高效、稳定方向转型奠定了坚实基础。
