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储能产业的健康发展，需要市场化的盈利机制形成。过去由于我国电力市场基本还是计划经济的市场，主要通过国家政策进行调节。由此造成储能产业长期不能形成稳定可靠的收益来源，缺乏内在的动力机制，基本是一个“政策驱动”的市场。也因此形成许多储能设施“建而不用”、或等效利用低的情况。新能源配储表现最为明显，但因为有国家战略的需要，国家和政府大力推动，新能源配储还能继续得到高速发展；2023年兴起的工商业储能，虽有分时电价拉大峰谷差，使部分地区工商储能有较好收益，但本质上也还是一个政策市场，电价政策一变整个行业就会遇冷。缺乏由市场供需决定的价格形成机制，储能产业就始终不能得到良性的发展，储能的价值也无法得到真正的发挥和体现。因此，解决我国储能产业健康发展的根本问题，还是其市场化盈利机制的确立，这需要国家政策和市场两端发力。
一、新型储能的盈利机制健全，是推动行业长足健康发展的必要条件
随着国家电力市场改革进入深水区，新型储能的盈利机制也在逐步健全，国家和地区推动新型储能参与电力现货市场和辅助服务市场，部分地区出台容量补偿政策。但新型储能项目仍面临着电力现货价格波动区间受限、辅助服务品种单一、多重服务收益无法共享、容量市场尚未普及、调用水平无法保障等问题。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇提出，需通过适当增加现货市场价差和波动，丰富新型储能收益品种，建立容量电价机制等方式，体现新型储能的价值，推动储能在市场中获得合理收益。
当前我国储能一半以上收益依赖容量租赁，极大影响了储能项目投资建设的积极性和效果。截至2024年6月底，全国已发布约2160余项与储能直接或间接相关的政策，广东、浙江、山东、安徽等地储能政策最为集中；2024年上半年，全国共发布储能直接或间接相关政策425项，是去年同期的1.6倍。
从各项政策来看，新能源配储的方式越来越灵活，各地都鼓励租赁或购买独立共享储能容量。相较于美国等国家，当前我国储能项目收益来源有限且存在一定的不确定性。尽管国家出台了诸多政策和文件均强调储能参与电力市场，可通过容量租赁、现货市场、辅助服务市场和容量补偿等方式获得收益，但由于我国电力市场此前一直以计划调度和双边协商为主，市场化程度相对较低，大多省份上述收益不能同时获得。
在分时电价上，虽然多地动态调整分时电价，但峰谷价差同比呈下降趋势。今年前8个月，32个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.68元/kWh，同比-6.7%，低于工商业储能经济性0.7元/KWh行业通行价差水平；而且按国家电力市场改革方向，未来将以电力现货交易取代分时电价，储能通过政策性的峰谷价差套利空间将受到一定限制。
电力现货市场方面，由于尚处于起步阶段市场还不够成熟，价差设置不够精细，交易品种不够丰富，电价不仅波动幅度很大而且预测十分困难，多数企业对储能设施的营运能力不足、运营经验积累不多且工具手段有限，难以通过精准预测从现货交易中获取较好的收益，目前现货均价同比去年上半年还有普遍下降。
调峰辅助服务方面，目前辅助服务市场品种单一，市场容量尚小。2024年2月国家发改委、能源局发布196号文件（《建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》），明确提出电力现货市场连续运行的地区，不再运行调峰等功能类似的市场，通过优化现货市场的峰谷价差等设置，引导发用侧市场行为实现调峰功能，使储能通过提供辅助服务的收益不确定性增加；同时对调峰服务的价格上限，强调按照新能源项目消纳成本不高于发电价值确定，原则上不高于当地平价新能源上网电价。
容量租赁方面，容量租赁价格受供需影响较大，租赁价格偏低，租赁期限短，租赁周期不理想，储能容量租赁的收益有限。
容量补偿方面，河北、浙江对电网侧独立储能给与容量装机补偿，内蒙古、新疆等地按照放电量给与容量补偿，补偿的金额也比较有限。
从储能整体收益水平看，我国储能收益水平要远低于美国、欧洲等发达国家。美国CAISO、ERCOT电池储能平均收益水平最好，过去两年呈增长趋势。从收益构成上看，澳大利亚、英国储能收益来源以辅助服务为主，随着辅助服务市场的饱和，收益水平出现了大幅下降，但即便如此，从每年每MW的收益来看，整体水平仍然高于国内。另外，与国外典型国家相比，国际市场中大部分收益来自于市场化的能量市场和辅助服务市场，容量市场占据一小部分；而我国国内独立储能电站一半以上的收益依赖容量租赁，租赁年限和租赁价格难以保证，未来仍需在储能如何参与电力市场方面持续探索和发力。
二、新型储能的市场化发展，既需企业技术降本也需通过电力市场改革创造稳定可靠的收益渠道
新型储能实现盈利的前提，是度电成本的下降。这既需要企业自身通过技术创新实现降本，也需要市场端通过电力市场改革为储能创造更稳定可靠的收益来源。
远景储能总裁田庆军在第十一届中国国际光储充大会演讲中提出预判，“2025年将是储能行业的一个分水岭。也就是说，明年储能有望在部分省份实现独立盈利。”其作出这一预判是基于两个逻辑：第一是储能价格和度电成本的下降；第二是基于电力市场尤其是电力现货市场的开放程度。
自去年中旬以来，储能行业从电芯到系统集成（包括工商储能柜），均迎来新一轮降价潮，储能系统招标、中标价格持续下降。进入今年，其价格进一步下探。数据显示，今年年初，大储市场储能系统中标价格还在0.8元/Wh附近，而目前价格已下滑至0.5元/Wh左右；工商储能产品有企业也报出0.598元/Wh的最新低价，相比去年高点时的1.55元/Wh，已是近三倍的差价。
当前我国储能行业价格的走低，除上游碳酸锂价格长期维持在超低位因素之外，主要得益于储能系统通过技术创新和精细化管理推动的产品迭代升级，从而使得储能产品实现了大幅降本。当然在很大程度上，也是产能过剩严重情况下企业之间“卷价格”的结果。
最直接的体现，就是2024年以来大容量、高能量密度的储能产品接连发布，且纪录不断被打破：今年4月份宁德时代正式发布6.25MWh天恒储能系统；6月兰钧新能源即推出7.03MWh储能系统；而在EESA储能展上，远景储能正式推出8MWh集装箱系统。标准20尺集装箱容量越大，意味着能量密度越高，度电成本也就越低。不仅仅创造了储能系统本身的单kW价格的下降，还创造了整个电站其他成本的降低，如电缆、BOT、用地等都在下降，使得储能系统的度电成本整体下行。
储能最终能实现的价值，最重要的是参与电力现货市场交易。有专业人士指出，对储能未来的终极发展形态，先要理解“储能的本质是交易”。实际是指做储能不论是产品还是项目，其价值最终要能通过交易，卖的出去、有人买和用才能实现，市场要能够接受才能发挥出其应有的价值。在高比例新能源接入电网的情景下，储能将成为电网的“稳压器”，不仅帮助电网调频调峰，还会具备构网功能，支撑新型能源系统安全稳定运行。而除此之外，新型储能未来发挥价值的最重要场景，是参与电力现货市场交易。如工商业企业，可以基于现货市场的交易规则，让已投运的储能电站进行峰谷套利，存储的绿电通过多次充放，在电力现货市场通过实时交易实现盈利。
电动汽车作为中长期补充电化学储能的重要方式之一，也将在推动储能技术发展和应用中发挥重要作用。多家头部电池企业负责人在多个演讲场合中指出，未来新能源汽车也是一个移动的储能设备。即通过新能源汽车与电网的“V2G车网互动技术”，电动汽车在不使用时将电池中储存的电能卖回给电网；或者在电网负荷高峰时提供电力支持获得电力辅助服务收益，使电动汽车不仅可以终身不用付费，而且还可以在V2G车网互动中通过充放电赚取差价获得收益。随着国家发改委等部门发布关于推动车网互动规模化应用试点工作的通知，新能源汽车行业迎来了新的发展机遇，为行业带来革命性的变革。
三、储能参与现货交易的可能性，有赖于电力市场的进一步开放
我国从2015开始推动电力市场化改革，确立并推进“现货+中长期”市场模式，加快推进电力现货市场建设，促进各类型电源和用户参与现货市场。2022年1月，国家发改委、能源局在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中明确提到，到2030年实现新能源全面参与市场交易的总体目标。此后，国内新能源入市节奏明显加快。
《中国新能源发电分析报告2024》显示，2023年国内新能源市场化交易电量6845亿kWh，占新能源发电量的47.3%，部分大型发电企业新能源参与现货市场的比例已经超过50%。如今，国内电力现货市场在多个省市试点多年后，正在陆续转为正式运行。2023年12月22日，山西电力现货市场正式运行，成为我国首个正式运行的电力现货市场。2024年6月山东电力现货市场正式投入运行。
目前，已有山西、广东、甘肃、山东四个省份电力现货市场正式投运，全国大部分省份也基本完成了电力现货市场试运行，接下来将会有越来越多的市场进入现货市场。
储能参与现货市场，相当于打开了储能的全新“收益渠道”，盈利性问题将会全面改善。电力现货市场是电力市场体系的重要组成部分，是电力建设的核心和关键，也是构建全国统一大市场的重要组成部分。新能源发电有着随机性、间歇性、波动性等特点，这给电网平稳运行带来了挑战。电力现货市场以发电成本最小化为目标，按照供需关系自动匹配成交，实现电力现买现卖，价格能涨能降。通过建立和完善现货市场机制，引导各类资源参与电网灵活调节，实现资源优化配置，有力支撑电力保供，有效促进新能源消纳，最终实现保供应、促转型、稳价格的多重目标。
现货市场的实时价格正在成为电力系统最隐蔽的调度员，通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格，形成主要由市场决定能源价值机制的关键，并配套开展调频、备用等辅助服务交易，对电力市场化改革有重要促进作用。行业普遍认为，国内新能源全面参与电力市场交易的时间可能会提前。远景储能田庆军曾提出，“过去大家对储能价值的理解，局限在调峰调频方面。但我们认为储能本质上就是交易，其最大、最核心的价值创造还是在电力现货市场进行峰谷套利。”
新能源电力未来进入电力现货市场交易，最大的改变在于绿电将由市场定价，改变过去按项目投资测算的基准价全额保障性收购，按照市场供需体现新能源电力的价值和价格。未来风电、光伏发电全部进入现货市场以后，大规模的风电和光伏全部进入电力现货市场，基于市场调节，因风光发电的随机性、波动性、不确定性特点，使得新能源中长期曲线合同在现货市场交付时面临量和价两个方面的风险。新能源典型出力和现货市场的价格走势基本上是反向运行，新能源出力高时现货价格走低，新能源发电匮乏时现货价格走高。这种趋势特征，也会导致新能源企业出现多发电量低价卖、欠发电量高价买（即因天气变化影响的发电不稳定，多发了的电就要低价卖出，发电不足必须出钱买够规定的发电量）的窘迫局面。因此，我国新能源电力企业届时在现货市场交易的价格压力，肯定会越来越大。
实施电力现货市场交易，电价具有的波动性和不确定性，给进入该市场的储能用户盈利，反而能带来更大的机会。新能源大发时段，低成本电力太多，发电资源富裕，尤其在新能源大省，由于新能源电力占比高，将会出现大量的“零电价”甚至“负电价”的时段，也反映了不同时段的电力真实价值。我国山东已在电力市场出现多次负电价时段，美国、欧洲等多地每年负电价时段越来越长，新型储能参与电力市场交易，可利用新能源发电的这种特点，在电力市场以最低的成本买电，用电高峰时段高价卖电实现套利，由此将迎来崭新的发展。
目前，我国新型储能参与电力市场获取收益的方式主要有三种：第一是容量租赁市场，通过向新能源企业或工商业用户租赁储能容量的方式获得收益；第二参与电能量市场交易，依据现货市场电价低充高放，获取电费的价差收益；第三是参与电力辅助服务获取收益，但与电量交易互斥，同一时刻只能二选一。
相比电能量市场，辅助服务市场尚不健全，储能项目尚未能在提供稳定服务同时获取稳定收益。独立储能参与电能量市场，充电时段作为购电方，参与用户侧的电费结算，承担电量电费、容量电费、输配及政府性基金附加等费用；放电时段作为售电方，参与发电侧的电费结算，收取电量电费、容量补偿。
实施电力现货交易，将彻底改变新能源 “政策强配”格局，大大激发新能源企业“自主配储”的积极性。2024年5月，国家发展改革委印发《电力市场运行基本规则》，明确定义了新型经营主体包括储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。基于新能源电力参与现货市场存在的客观问题，“新能源配储”将具有新的内涵，不再是政策“强配”，而将变成众多新能源企业生产经营的自主意愿，以解决其 “多发电量低价卖，欠发电量高价买”的现实问题。此外，储能作为独立主体参与电力现货交易，也更能有效实现“低谷储电高峰放电”的套利机制，充分发挥储能在新型电力体系中的功能价值。
此外，随着电力现货市场建设发展，辅助服务市场也将逐步完善。发电企业可通过提供调频、备用等辅助服务提高保供能力。2024年5月，国家发改委第20令发布《电力市场运行基本规则》，自2024年7月1日起施行。相比2005年的原文件，最显著的变化是电力市场交易类型中新增了“容量交易”。其标的是在未来一定时期内，由发电机组、储能等提供的能够可靠支撑最大负荷的出力能力。根据新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市场等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。这又将为新型储能打开另一个收益渠道。
至此，我国新型储能的盈利性问题将得到解决，市场将彻底摆脱“政策强配”下“建而不用”的尴尬局面；用户侧投建光储一体的积极性也将大为提高。我国新型储能的发展，将走上健康有序、持续快速发展的快车道。
四、电力改革推动储能市场化的盈利机制逐步形成，提高储能运维效率和效益已显得越来越迫切
在“政策强配”下我国新型储能“建而不用”已是常态。目前全国已有28个省区市出台10-20%新能源强制配储政策，强制配储占电源侧储能比重超过80%。但从实际运行数据看，由于主动支撑等能力不足、收益模式不明确，新能源强制配储平均利用率低。据相关统计，2023年我国电化学储能平均运行系数仅为0.13(日均运行小时 3.12h、年均运行小时1139h)，平均利用率指数27%，平均等效充放电次数162次，平均出力系数0.54，平均备用系数0.84。这些数据，意味着大多数的储能电站实际的利用率都不能达到设计充放电次数的一半。
另据中电联发布的调研报告显示，新能源强制配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源强制配储项目等效利用系数仅为6.1%，远低于火电厂配储能的15.3%，电网储能的14.8%以及用户侧储能的28.3%。2024年上半年，电化学储能运行情况相较去年上半年有所提升，日均运行小时由4.17h 提升至4.27h，日均利用小时由2.16h提升至2.55h，日均等效充放电次数由0.58次提升至0.63次（相当于每1.6天完成一次完整充放电）,平均利月率指数由34%提升至42%。
新能源配储“建而不调”或“建而不用”，主要反应在强制配储领域。有数据显示，我国用户侧、电网测、新能源强制配储项目平均利用率，分别只有65%、38%、17%。多位业内专家分析，新能源配储调用系数低，除开因前期企业招标采购重价不重质，采购的电池储能产品能量密度低、有效容量不足、调峰能力不足，充不满放不光、过充过放，以及储能电芯实际寿命短（5到7年）、储能衰减过快，电池产品达不到其性能要求外，最核心的，则是储能项目的经济性问题。
由于大多数储能项目缺乏可靠的收益回收渠道，多数新能源项目在政策要求下为了顺利并网发电进行配建。有项目单位透露，“反正建了也不用，就买个最便宜的产品”，劣币驱逐良币，自然造成大量项目闲置和投资的浪费。此外，目前新能源配储的运行基本只能达到一充一放，且集中式新能源参与电力市场的电价基本锁死在0.3元/度左右，新能源配储赚取峰谷价差的空间极为有限。
只有合理的电价机制，电化学储能电站才有经济性，行业才能良性发展。在第12届储能国际峰会主旨演讲中，中国工程院院士印彪建议，制定新型储能调度运营的规则和标准，同时还要完善新型储能参与电力市场的运营机制，加快现货市场的建设，完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场的有关细则，适度拉大峰谷价差，让新能源配储能够赚取到合理的电价价差。
针对这些问题，为促进储能产业的健康发展，国家加大电力市场改革。2024年伊始，国家就从顶层政策中，开始为储能电站参与电力市场，提高调度运用水平进行规划布局。2024年2月，国家发改委、能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，推动各类经营主体公平参与辅助服务市场；4月，国家能源局出台《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，肯定储能在电力系统运行中可发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，明确促进新型储能“一体多用、分时复用”；5月，修订发布《电力市场运行基本规则》，新增储能企业为新型经营主体。
在国家顶层政策的指引下，2024年上半年更有近15个区域为储能参与各类电力市场制定了明确的调用规则、充放电电价原则等。随着山西、广东、山东、甘肃电力现货市场相继转为正式运行，2024年注定将成为中国电力市场改革过程具有里程碑意义的一年。
储能的应用已经开始从简单的峰谷套利向参与多种电力市场迈进，市场化收益已经开始成为储能电站最主要的获利途径。统计显示，国内大型储能电站的收益构成中，参与现货交易和辅助服务获得的收益已超过60%。
电力市场化改革给储能带来新的发展机遇同时，也对储能项目的投资建设带来新的挑战，储能电站运营的重要性更加凸显。储能的价格形成机制由计划向市场转变，不再享有固定电价，不再拥有政府保障调用次数，储能项目在电力市场交易是“报量报价”还是“报量不报价”，这对储能企业对电价预测技术、市场理解等，都提出了更高要求。
电价走向市场化，宏观上电力市场的峰谷价差将会迎来高度的不确定性；微观上对业主存续期用电量也是高度依赖。多重收益叠加，电能量市场与辅助服务市场如何进行市场耦合，实现收益最优化，既考验企业的运营经验，也考验算法水平，储能的收益波动性增大。包括季节性差异、年度差异、气象周期、产业结构调整等，都将给电力现货价格带来不确定性。而地域性电力系统构成差异、各地不同的区域性政策等，也对套利水平带来了直接的影响。为此，储能电站运营的重要性，已成为新能源配储项目不得不考虑的重要问题。
储能多元化的应用场景，也意味着更为复杂的市场环境。从简单的削峰填谷，到为电力市场提供不同种类的服务；从被动被电网调用，到企业主动制定参与策略，储能运营提上日程。近两年，售电企业、电力交易服务企业的公开资料中，针对储能电站提出的提供运营服务，开始成为其新的业务宣传点。而储能系统集成商、储能项目投资方也依靠从大量项目的建设、运维、运营中积累的宝贵经验，开始深耕储能运营领域，并取得了一定的成绩。
储能电站运营重要性已得到多方高度重视。不仅仅是以电力交易服务为主营业务的售电公司、电力交易企业，头部的储能系统集成商都在纷纷进行相关布局。包括源网侧储能电站运营、用户侧工商业储能系统运营、储能电站运维管理，均需通过数字化、AI人工智能、算力算法等技术，搭建数字化的管理运营平台，形成相关的管理系统。
如国电投旗下的融和元储，在储能项目的运维上，搭建了储擎电力交易辅功决策系统、天禄智控运营管理系统、山海智控运营管理系统三大数智化的运营管理系统。
其储擎电力交易辅功决策系统为源网侧大储的运营系统，覆盖分析预测、策略制定、模拟运行、统计结算。支持查看指定省份气象数据以及日前市场、实时市场的出清数据、发电出力数据以及电价趋势信息，帮助用户制定储能电站现货交易运行策略。天禄智控运营管理系统为工商业储能运营系统，通过项目集控快速发现有问题的储能系统。支持削峰填谷、虚拟电厂、V2G等多种功能，可进行项目监控、收益管理、电芯预警、系统管理等。山海智控运营管理系统为储能电站运维管理系统，可进行预测性维护，包括火储、集中式储能、工商业储能、新能源配建储能综合性运维管理。
通过以上布局，融和元储已经“不仅是储能系统集成商”。更是通过全方位、数字化运维服务，成为了可为储能项目提供优越盈利能力的储能项目运营商。目前，融和元储数字化服务，可承担80%以上的监控管理工作、90%以上的设备维修任务；现货收益保持各区域同类项目前5%；具备电池诊断、维护、评估能力，可为储能电站提供全生命周期保障。
五、储能市场化盈利机制的形成和确立，必将推动储能产业走上健康持续发展的快车道
电力现货交易，将可能大幅提高储能的经济性。电力现货市场交易，系根据电力市场供给与需求情况进行实时定价。该机制的建立，将使储能可以更好地利用风光新能源发电高峰时段的超低价格在电力市场买电和储电、用电高峰时放电获取更丰厚的收益。尤其在风光新能源发电顶峰时段，为促进新能源的消纳、缓解电网的压力，将可能有许多“零电价”、甚至“负电价”的时段出现，这对储能增大收益非常有利。因此，电力现货市场政策的全面实施，实际更有利于储能，使储能的经济性得到大幅提升。
储能经济性的提升，将在一定程度上刺激储能项目投资建设运营的积极性。包括新能源配储，也将使业主配建储能的投资由成本项转为收益项；独立共享储能因项目经济性的提升，亦将有更多的投资人投建独立储能项目；工商储能领域第三方投建运维工商储能的动力也将大大增强，而成为一门风险较低、收益回报稳定和较为丰厚的“好生意”。此外，项目现金流回收的风险降低，工商业企业自主投建储能的积极性，也有可能得到比较大的提高。
因此预计，接下来的2025年，我国新能源源网侧、工商业用户侧的储能，将可能迎来一波较大的增长；整个储能产业也将获得一个健康有序、持续发展的良性机制和良好环境。
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