数字储能网讯：随着全国统一电力市场建设提速，储能正从“政策驱动”转向“市场驱动”，需通过价格机制优化、交易类型创新、商业模式重构及制度协同，破解转型难题，筑牢市场适配根基。

当前，储能项目的获利方式主要有中长期峰谷价差、现货价差、辅助服务、容量补偿、容量租赁等，具体根据所处源、网、荷侧位置而各有侧重。伴随全国统一电力市场基本建成，电力市场活力加快释放，强制配储逐步取消，储能商业体系开始由“政策驱动”加速转入“市场驱动”时代。

电改加速，储能项目盈利面临新趋势

近年来，全国统一电力市场建设加速推进，这既为新型储能产业发展带来更宽松灵活的市场空间，也倒逼储能主体切实提升市场经营能力及系统支撑实效。

一是电力现货市场全面提速，跨区资源配置要求显著提高。按照《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），2025年年底前，国网系统内除京津冀外的所有省级电网都要进入电力现货市场正式运行或连续结算试运行，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行。此外，国家正在研究推动各类主体参与跨省跨区电力市场直接交易，促进电力资源在更大范围内的优化配置。这要求储能运营主体加快具备跨区域市场监测、分析、交易能力。

二是新能源全面上市，强制配储政策松绑。根据《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），配置储能不得再作为新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。这直接冲击了依赖政策生存的储能容量租赁市场，短期内导致储能容量供给过剩，租赁价格承压下行。例如，江苏的独立储能容量租赁价格已从2024年的约240元/（千瓦·年）下滑至120~160元/（千瓦·年）。未来，储能的容量价值体现必须从“套壳租数”（只出租容量数额以满足配储指标，但不实际交出储能调用权）转向“按需竞配”。

三是市场化峰谷电价机制逐步取代行政性峰谷。河北省发展改革委印发的《河北南部电网2026年电力中长期交易工作方案》已明确取消批发、零售电力市场的政策性峰谷分时电价限制，四川省也已发布类似征求意见方案。以河北南网为例，各经营主体参与中长期交易将按照小时组织，申报限价范围均为0~1.2元/千瓦时，不再受峰谷浮动比例限制，与现货市场趋同。这意味着储能依靠固定且宽裕的行政峰谷价差“躺赢”的时代趋于终结，未来盈利将高度依赖对复杂市场价格走势的精准预判与风险对冲能力，行业将向少数具备专业交易能力的头部企业集中。

四是促进新能源消纳，调节资源价值凸显。国家发展改革委、国家能源局于2025年11月发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》明确提出，创新促进新能源消纳的价格机制，“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”。为提升高比例新能源电网的稳定运行能力，具备主动支撑功能的构网型储能技术与满足长时间能量转移需求的长时储能技术，正从技术选项变为刚性需求。

五是智能物联技术催生新市场新业态。随着5G、人工智能、边缘计算等技术在电力系统的深度应用，储能不再局限于物理设备个体，而是作为可调度、可聚合的“灵活性单元”融入虚拟电厂（VPP）、负荷聚合商等新型业态。储能将从单一调节资源向“源网荷储”协同的聚合体转型，催生跨时空、跨主体交易新场景，推动市场从“单体竞争”向“生态协同”演进。

谋转型，探索新商业模式

面对市场带来的结构性变革，新型储能产业亟需从交易策略、技术路线、运营模式三个维度系统谋划转型路径，提升市场适应能力与系统服务价值。

在交易层面，应从被动执行转向主动策略，具备专业化市场经营能力。

储能主体需建立专业化交易团队，深入研究电力现货价格波动规律、辅助服务出清机制与容量市场需求。具体路径包括参与跨省跨区联合经营，利用地域间电价差和备用需求差异，优化资产布局与交易策略；多元市场组合投标，灵活参与容量租赁、电能量及调频、备用、爬坡等辅助服务市场以及未来的容量市场，实现价值叠加；提升金融风险对冲能力，探索运用电力远期、差价合同等金融工具，锁定部分收益，管理价格波动风险。

在技术层面，应从同质化发展转向差异化竞争，以技术效能赢得市场。

加快长时储能技术迭代，提升新能源高比例接入下的系统支撑能力。当前液流电池、压缩空气储能等长时技术成本较2020年下降40%以上。国家能源局数据显示，截至2025年9月，我国长时储能装机占比已达16.7%，中关村储能产业技术联盟（CNESA）预计2030年这一比例将提升至20%以上。全面推广构网型控制技术，提升储能的惯量支撑、电压调节能力，江苏镇江等地的构网型储能电站可参与电网调频，响应精度达±0.02~±0.05Hz，符合江苏电力辅助服务市场要求。探索多技术路径混合储能，如“锂离子电池+液流电池”组合，兼顾短时调频与长时削峰填谷需求，提升系统综合收益。

在运营层面，应从单一资产运营转向综合生态服务，构建复合型商业生态。

储能主体可将储能价值嵌入更广泛的能源服务体系。发展共享储能与虚拟电厂（VPP）模式，通过共享平台聚合分散的储能资源，为多个新能源场站或用户提供租赁与调节服务；或作为VPP的可调资源，参与市场交易与需求响应，提升整体收益。拓展“储能+”多元化应用场景，探索储能与交通、化工等领域耦合，例如利用低谷电制氢驱动燃料电池汽车，或生产绿色甲醇、氨气等衍生品，创造跨行业价值。提升储能全生命周期精细运营水平，优化充放策略以延长寿命，并探索梯次利用等后市场价值。

利长远，相关配套机制需跟进

推进新型储能转型发展，需要政府部门、市场机构、科研院所协同发力，构建“市场+政策+技术”三位一体的配套支撑体系。

一是建立健全竞争导向、按效果付费的市场机制。允许储能项目独立或聚合参与各类电力市场交易，放开报量报价权限。建立收益与系统贡献度挂钩的定价机制，如辅助服务价格根据响应速度、调节精度差异化制定，构网型储能参与调频服务价格可较常规储能上浮20% ~30%。推动全国容量补偿机制并轨，统一容量补偿标准，避免区域间政策套利，加快推进容量市场建设，以“按需竞配”原则确定容量补偿费用。

二是建立鼓励技术研发支持相关机制。通过创新驱动成本下降、技术落地。政府通过财政补贴、税收减免或绿色信贷的组合拳，鼓励构网型储能、长时储能、混合储能、共享储能、储能型虚拟电厂等前沿或关键技术研发，建立成果转化激励机制，对实现产业化突破的团队给予重奖。推动建立完善的技术标准与检测认证体系，特别是针对构网型功能、安全可靠性等，制定统一标准，引导行业有序竞争与高质量发展。

三是完善过渡保障与并网调度等机制，降低市场初期风险。创新融资与保险模式，鼓励发展储能资产证券化，推出针对储能电站性能衰退和运营风险的保险产品。优化并网调度管理，市场运营机构应公开、公平地披露电网阻塞与调节需求信息，为储能项目规划提供指引，并优化调度规则，确保各类调节资源被公平、高效调用。健全监管机制，由能源、市场监管部门联合开展储能市场交易监管，打击恶意报价、虚假申报等行为，保障市场公平。

（作者均供职于国网河北省电力有限公司。编辑：张琴琴）