电化学储能商业模式仍未完全跑通，电力市场是核心推手
思瀚产业研究院    2025-07-31

抽水蓄能资源有限、建设受地理因素限制较多、降本空间有限，因此电化学储能在双碳提出伊始便被寄予厚望，被认为是新能源波动性的终极解决方案。在双碳战略提出初期，电化学储能政策频出，同时刺激了产业和资本市场，导致电化学储能在2021 年以及2022年两波行情中表现较为优秀。

2021 年 7月《关于加快推动 新型储能发展的指导意见》到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达 3000 万千瓦以上。坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。

2022 年 1月《“十四五”新型储能发展实施方案》推动多元化技术开发。开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发储备液态金属电池、固态锂离子电池、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术。

2022 年 2月《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。 支持储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。完善支持储能应用的电价政策。发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。

2022 年 3月《“十四五”现代能源体系规划》加快新型储能技术规模化应用。大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模，改善新能源场站出力特性，支持分布式新能源合理配置储能系统。

2022 年 4月《完善储能成本补偿机制助力构建以新能源为主体的新型电力系统》聚焦储能行业面临的成本疏导不畅等共性问题，综合考虑各类储能技术应用特点、在新型电力系统中的功能作用和提供的服务是否具有公共品属性等因素，研究提出与各类储能技术相适应，且能够体现其价值和经济学属性的成本疏导机制，为促进储能行业发展创造良好的政策环境，从而引导提升社会主动投资意愿。

2022 年 6月《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。根据各地实际情况，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。

2022 年 6月《可再生能源“十四五”发展规划》推动其他新型储能规模化应用。明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、电网侧和用户侧多场景应用。创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类调节服务。创新协同运行模式，有序推动储能与可再生能源协同发展，提升可再生能源消纳利用水平。

但新型储能最终也和光伏一样没有逃离大幅回调的结局，然而二者面临的问题却完全不同。我们将新型储能分为大储和工商业储能两种模式来分别分析（本章所说“储能”如无特别说明，均指电化学储能）。

1、大型储能电站：配储向独储转型强制配储终被取消

大型储能即与集中式电站配套建设的储能设施，建设的初衷是在新能源发电较为富裕的时刻将多余电能量存储起来，在电力紧缺时刻放出，以减少新能源的弃电问题。但与抽水蓄能一样，储能本身也不生产电能却要付出额外成本。如果电化学储能的成本高于电价，那么对于电站来说，弃电是经济上更优的选择。

但对于全社会来说，弃电相当于要增加煤电供给、增加碳排放，因此国家对于新能源的弃电率一直有着非常严格的考核。故在十四五初期，各地多采用了新能源强制配储的政策，强制要求新能源电站配置 10%~30%、2h~4h 不等的储能设施。而仅考虑已公布十四五新能源规划以及明确配储要求的省份，到 2025 年需要建设的储能规模就将达到62GW以上。而实际由于光伏建设大幅超出规划，根据中电联数据，到 2024 年底我国新型储能装机达到62GW/141GWh。

已公布的省级“十四五”新能源装机规划一览表（单位：万千瓦）

资料来源：各地政府官网，华源证券研究所整理。注：1）部分省份不区分可再生能源和新能源，因此会有一定偏差；2）部分省份针对风光配储比例不同，或规定为一个范围，取中间值

然而强制配储从根本上就存在逻辑问题：

（1）储能配置在新能源电站，意味着如果储能由电站自行调用，则只能存储本站发出的电量，而在彼时电力现货市场尚未开放的情况下，储能只能减少少量的弃电电量，而无法从电力市场中获得差价收益；

（2）如果从整个电力系统配置最优的角度来说，储能应该由电网调用（实际上配储比例也多由电网制定），但由于储能容量小、数量多、安全性差等问题，电网并未大规模调用新能源配储。这导致早期大量的储能电站都作为满足并网条件的“纯成本项”，为了减少成本多采用价格低、质量差（甚至早期大量采用梯次利用电芯）的设备，整个行业发展较为畸形。

为了解决储能电站调用不足问题，2022 年 6 月国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，通知明确：（1）明确新型储能独立参与电力市场的地位；（2）独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

此政策的目的是将储能电站的使用权交还给建设方，让其直接通过电力市场进行套利，无需电网实际调用。而且多地在实际执行中，允许新能源电站租用独立储能电站的容量作为满足强制配储的一部分，从逻辑上来说，即使现货套利和辅助服务无法满足投资收益，也可以通过容量租赁的方式将收益率补足至合理收益率。因此从2022 年6 月起，大型储能又迎来一波大行情，包括南网科技、盛弘股份、科华数据、科士达等公司股价

事后来看，政策确实推动了储能向电网侧独立储能集中。2022 年电网侧储能占比为39%，到 2024 年已提升至 57%，但电源侧储能占比下滑幅度也相对有限。

从 2022 年独立储能政策推出并得到大力发展至今虽然仅短短3 年，独立储能的收益模式却发生了很大的变化，我国独立储能收益模式在探索中逐渐改进。

独立储能的收益类型包括容量租赁、政策补贴、容量电价、辅助服务市场、现货市场等。但是在不同阶段，独立储能收益模式受政策影响较大，且各地情况各有不同。整体来看，到2024 年底容量租赁、参与中长期市场、调峰市场、二次调频等是主要收益手段。

我国独立储能收益模式变迁大体上分为以下几个阶段：

第一阶段：调峰辅助服务+容量租赁为主

2022 年时，我国大多数省份尚未开展电力现货市场，因此无法在电力现货市场套利，此时独立储能主要通过调峰辅助服务获益。部分省份给予储能固定的调峰补偿，部分省份则与火电等调节性电源一起参与调峰市场。此外，由于强制配储政策依旧存在，储能电站可以出租可用容量获取一定的收益。理论上来说，即使调峰辅助服务无法保证独立储能电站盈利，但容量租赁的刚性需求也会将独储收益率补充至合理水平。但实际上由于独储建设超出实际需求，大部分电站租赁费用偏低。

第二阶段：调峰辅助费用受限

为了促进调峰电源发展，部分地区给予了较高的调峰补偿标准，甚至远超当地燃煤标杆电价（如浙江补偿标准 0.8 元/千瓦时，而燃煤标杆电价为 0.4155 元/千瓦时）。较高的调峰辅助服务补偿实际上加大了新能源或用户（通常是主要分摊方）的成本压力。因此，2024年 2 月 8 日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，合理确定调峰服务价格上限。

调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价，此规定也是基于新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则而确定。在该规定出台后，各地辅助服务规则便随之修改，下调至不高于燃煤标杆电价水平，这可能对独储的收益产生了较大影响。但在政策不断探索过程中，储能利用率逐渐上升。2024 年新能源配储年均利用小时数766h，比 2023 年提升 383h，等效充放电次数 177 次（相当于每2.1 天完成一次完整充放电），比 2023 年提升约 73 次。

电网侧储能年均利用小时数 995h，比2023 年提升315h，等效充放电次数 248 次（相当于每 1.5 天完成一次完整充放电），比2023 年提升约76次。电网侧储能的利用小时数和等效充放电次数都更高，证明政策调整有效果。虽然目前并未有比较明确的储能电站收益率的官方数据，但南网储能的投资者交流公告显示，公司已投运的 9 座电化学储能站资本金内部收益率为 5%，而南网储能作为南方电网的子公司，其独立储能具备区位优势，且广东燃煤标杆电价为全国最高、价差更加显著，因此可以推断全国电化学储能的实际收益率并不理想。

通过行业储能业务的整体利润率走势也能进行推断，国内储能公司储能业务毛利率近年来呈下滑趋势，南网科技、金盘科技 2024 年储能业务毛利率降至10%出头，基本处于不盈利状态。

2、工商业储能：分时电价确保利用率最终仍向电力市场对齐

大型储能平均来说目前只能做到 1.5~2 天 1 次的完整充放电，而相比之下，2024年我国工商业储能平均可以做到每天一次充放电。主要原因在于，我国用电侧以往均采用目录电价，在电力市场化改革后，用户侧的交易活跃度不高，因此用户侧仍采用电网代购电的形式，虽然电价随市场电价浮动，但仍然保持峰-平-谷的价格模式。

2021 年7 月26 日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，各省响应出台措施拉大峰谷价差，工商业储能套利空间被打开。发电侧现货电价每日受供需变化影响，无法保证每天都有套利空间，但用户侧电网代购电的分时电价上下浮动比例基本固定，因此有固定套利空间，利用率较高。受到各地电力结构差异影响，我国各省分时电价存在 3 种基本的模式：

（1）以三北地区（如甘肃）为代表的省份，由于集中式光伏、风电比例较高，白天为谷时段，夜间为峰时段，凌晨为平时段。

（2）以东部沿海部分省份（如浙江）为代表，由于分布式光伏比例高、风电比例低，通常在凌晨以及午间设置谷时段，在早间、傍晚设置峰时段，其余时间为平时段；部分省份会在个别时段设置尖峰时段，相比峰时段上浮更高比例。

（3）以山东为代表，由于光伏比例更高、风电比例低，导致午间出现深谷而晚间出现尖峰。

显然，浙江的套利模式更优，可以做到“凌晨低谷充电——上午高峰放电——午间低谷充电——下午高峰放电”的“2 充 2 放”，且充放电时间可以达到2h，充分利用了工商业储能的容量，且这些省份电价水平相对较高、价差更大，套利效果更为显著。

而对于山东，则仅能做到“午间低谷充电——晚上尖峰放电”的“1 充1 放”模式，对储能设备的利用率不够，但好在价差够大。而对于三北地区来说，由于电价水平较低，因此套利空间有限。

输配电价改革鼓励用户进行需量管理，对工商业储能有一定促进作用。2023年5月15日，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，这预示着第三监管周期输配电价改革终于落地。

此次输配电价改革力度较大，其中比较关键的点有：

1）提高容（需）量电价，降低电量电价

本轮输配电价改革的一大亮点是普遍提高了容（需）量电价，而降低了电量电价。其中除了容（需）量和电量电价同时降低的省份外，只有广东、北京、山西、四川等省份是降低了容（需）量电价而提高了电量电价，剩余省份均不同程度提高了需量电价。这一改革的目的，实际上是推动工商业企业更多的对其用电负荷进行管理。

2）给予优惠条款：每月每千伏安用电量达到 260 千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准 90%执行

这条政策主要目的是推动工商业企业进行最高负荷管理，在保持总用电规模的前提下，尽量降低最高用电负荷即可享受相应的优惠，从而提高工商业储能的收益率。

展望 2030 年，强制配储、独立储能租用容量等政策推动后，业界意识到，政策强制规定配储比例无法充分发挥储能的实际作用。储能本质上是电能量时间的转移，要解决的是不同时刻电力供需不匹配的问题，不匹配由电力市场价格体现，因此储能发展最终还是要回归电力市场。

2025 年 1 月，国家发改委、能源局印发《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》（简称 136 号文），文件规定：坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

这一规定基本终结了强制配储的历史，储能的发展还是要依靠电力市场的价格体现。虽然短期内可能导致储能装机的需求下滑，但长期来看只有这样才能充分发挥储能的功能、并促进储能技术进步。从储能优势功能角度，我们认为后续以下方向是储能能否进入正轨的关键：

（一） 电力现货市场的健全和完善

电力现货市场在日前和日内进行全电量交易，是电力市场价格最真实的实时反映。且通常来说，电力现货市场设置的电价上下限幅度更大，加上储能控制灵活，可以充分利用电力现货市场进行套利。当下我国电力市场化进度明显加快：

（1）按照计划，到2025 年年底，我国绝大多数省份电力现货市场将进入连续结算试运行，距离正式运行仅差临门一脚；

（2）根据136号文要求，我国新能源将全面入市。现货市场全面建立+新能源全面入市，电能量市场基本完善，将使得电力的时间价值充分体现，预计将对储能收益率产生积极影响。

从发达国家经验来看，新能源渗透率对电力现货价差有直接影响。以德国为例，从2020年到 2024 年，其新能源装机渗透率从 50%提升至 61%，提升约11pct，同时电力现货市场价差也不断拉大。2020 年现货市场平均价差为 32 欧元/MWh，价差比例（=现货平均价差/现货平均电价）为 107%，到 2024 年拉大到 147%。

（二） 电力辅助服务市场有望成为储能主战场

新能源短时间内出力波动较大，需要更快更精确调节。传统机组中，水电、燃气机组的爬坡能力可以达到 30%/min、20%/min，远高于煤电的 2%/min，是效果最好的调频机组。但我国受制于水电可开发资源、天然气储量，这两种机组的比例以及将来可实现的比例都不会很高，仅靠煤电机组难以满足调节需求。且传统机组都是机械结构且存在转动惯量，其调节的准确度也存在问题。电化学储能在调节速度（K1）、调节准确度（K2）、响应时间（K3）等方面相比于传统机组（特别是煤电）有明显优势，当前越来越多地区将上述3个指标作为重要的考核指标。

此外，储能相比于传统机组一大劣势便是，其储能时长与成本呈正比关系，即长时调节下与传统机组相比成本劣势明显。而调频需要频繁充放电，对时长没有特别高的要求（1h以内基本可满足要求），因此我们认为相比于现货市场套利，调频等辅助服务是储能更大的发挥舞台。

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