中国电池储能盈利模式探索：加州经验的启示

加利福尼亚大学伯克利分校加州—中国气候研究院 2025年8月 作者 Anni Dai, Xueqin Cui, Jessica Gordon 加州—中国气候研究院简介 加州中国气候研究院于2019年9月成立，是由加州大学伯克利分校法学院法律、能源和环境中心和劳瑟自然资源学院联合设立的加州大学项目。它由加利福尼亚州前州长杰里·布朗担任主席，加利福尼亚州空气资源委员会前主席玛丽·尼科尔斯担任副主席。该研究所与加州大学的其他校区、部门密切合作。通过加州和中国之间的联合研究、能力建设和政策对话，该研究所旨在为决策者提供参考，促进中国与加州的气候变化合作与伙伴关系，并在各个层面推动气候解决方案。 致谢 这份报告由加利福尼亚大学伯克利分校的加州—中国气候研究院撰写。我们衷心感谢以下对本报告提出有益意见的审阅人员：Fredrich Kahrl Max Dupuy (Regulatory Assistance Project)和刘坚（中国宏观经济研究院能源研究所）。 摘要 中国的电池储能发展迅猛，这一进展得益于雄心勃勃的脱碳目标与强有力的政策推动。2021年，中国设定到2025年新增30吉瓦新型储能装机容量的国家目标，该目标已于2024年底提前实现，累积装机总容量达73.76吉瓦。尽管在装机规模上取得显著成果，中国在推动电池储能项目实现可持续、市场化收入方面仍面临诸多挑战。 本报告探讨了加州在电池储能发展方面的经验，以及其对中国储能市场机制设计的借鉴意义。2020至2023年间，得益于完善的政策框架、多市场参与机制以及稳健的容量补偿安排，加州储能装机容量增长了十倍。通过中美对比分析，报告总结出有助于中国构建更有效、更稳定的电池储能融资模式的关键经验。 主要结论： •加州的多市场参与策略提供了战略灵活性：资源充足性（Resource Adequacy）机制通过长期双边合同为储能项目提供稳定的容量支付保障；同时，允许电池储能灵活参与电能量市场和辅助服务市场，从价格波动中获利。因此，多数大型储能项目通过多市场参与实现收入来源多元化，显示灵活参与市场的重要性，其中容量市场为最常见的参与渠道。 •容量支付保障基础收益，电能量与辅助服务市场带来附加利润：以世界最大储能项目之一的Moss Landing储能项目为例，其50%至60%的收入来自长期双边容量合同，其余收益来自电能量和辅助服务市场。 •储能项目能够在电力平衡紧张时段发挥重要作用，并获得可观收益：电池储能在高温等电网负荷高峰期能够发挥调节能力，既增强了电网可靠性，也通过价格套利创造了可观收益。Moss Landing储能项目75%的市场收入集中于仅15%的交易时段，凸显储能资源的灵活性和价格响应能力所蕴含的经济价值。 •储能可行的收入模式：项目展示了一种将稳定的容量支付与市场套利相结合的收入模式。实现该模式的关键在于双重政策支持框架：(1)建立能准确反映储能灵活性资源价值的电力现货市场；(2)构建支持长期容量支付的稳健监管体系。 政策建议 •深化现货市场建设，释放电池储能的市场潜力，更准确反映其作为灵活调节资源的系统价值。目前中国各省的储能收入模式尚难充分体现其系统灵活性与调节价值。•拓展辅助服务市场，准许储能项目参与更多服务类型，推动更加市场化的定价机制。•优化并扩展容量补偿机制，鼓励各省推动长期容量合同，提供稳定、可预期的收益保障。•建立配套政策框架，包括更加成熟的资源充足性规划，为电池储能项目的长期容量支付提供制度支撑。 目录 1.引言62.中国储能扩张与收入模型72.1.各省补偿机制与市场模式82.2.收益不足的困境：参与电能量市场与辅助服务市场的收入模式102.3.容量补偿机制不确定性：短期固定补贴与容量租赁113.加州储能——监管框架与收入机制124.案例研究——加州MossLanding储能项目154.1.收入结构154.2.运行模式与套利策略175.结论与政策建议20REFERENCES21 1引言 中国电池储能产业正快速增长，其背后是雄心勃勃的碳中和目标与强有力的政策推动。2021年，中国设定了到2025年新增30吉瓦新型储能装机容量的目标，1而这一目标已于2024年底提前实现，全国电池储能装机容量达到73.76吉瓦，远超原定目标的两倍2。然而，尽管装机容量迅速增长，建立可持续的补偿机制仍是一项重大挑战。目前，尽管各地储能项目正探索不同的市场机制与补偿方式，普遍仍难以提供稳定且充足的收入来源。 在此背景下，加州的实践经验具有重要借鉴意义。作为美国电池储能发展最为活跃的地区之一，加州的储能装机容量已从2020年的500兆瓦迅速增长至2023年5月的5,000兆瓦。3这一增长得益于健全的监管框架与完善的补偿机制，为储能项目提供了合理的收益保障，不仅推动了产业的快速扩张，也为投资者建立了可行的商业逻辑。 本报告旨在探讨加州在监管与市场设计方面的经验，如何为中国构建可持续、市场导向的储能补偿机制提供启示。通过梳理中国各省的储能收入模型，并与加州的多市场参与和多元收入结构进行比较分析，报告提出提升储能盈利能力、推动其更好融入中国电力市场的策略建议。 本报告结构如下： •第2章：回顾中国储能发展及主要收入模型；•第3章：分析加州的监管框架及储能项目的主要收入渠道；•第4章：以Moss Landing储能项目为案例，探讨其市场参与策略以及盈利模式；•第5章：提出中国电池储能可持续融资机制的政策建议。 2中国储能发展与收入模型 截至2024年底，中国新型储能装机容量已较2020年增长了近20倍（见图1），其中锂离子电池技术占据主导地位（见图2）。推动这一快速扩张的关键力量之一是“新能源+储能”的发展模式。自2021年起，国家发展改革委与国家能源局出台相关政策，明确要求并鼓励新能源发电项目配套建设储能设施，尤其是电池储能。4这一政策极大地加快了储能在全国范围内的部署进程。 2.1.各省补偿机制与市场模式 中国多个省份正在积极推进电池储能发展。截至2024年底，全国已有17个省份储能装机容量超过1吉瓦。7在国家政策推动下，多个省份试点储能参与电力市场交易，探索多样化的收入机制。8下表汇总了12个储能装机容量超过2吉瓦的省份所采用的商业模式，这些省份合计装机容量达46.94吉瓦，占全国总量的60%。9 2.2.收益不足的困境：参与电能量市场与辅助服务市场的收入模式 根据地方电力市场改革进展不同，基于表1信息，省级电网侧储能商业模式主要可分为三类： 模式一的主要代表为山东、广东、江苏、浙江和安徽，强调通过现货市场和辅助服务获取收益，项目可广泛参与日前与实时市场交易，可提供多样辅助服务。模式二以中长期合同为主，储能项目需满足一定规模门槛（大于5 MW或10 MW）方可提供调频与削峰服务。模式三多见于电力市场化程度较低的地区，如新疆、蒙东、广西，采用固定电价机制（如峰谷价、煤电基准价）整合储能资源，辅助服务补偿普遍为0.25–0.55元/kWh。 尽管各地政策积极探索多元收入机制，储能项目仍普遍面临收益不足的困境。例如，广东省2024年现货市场数据显示，储能项目平均充电价格为31.91元/MWh，放电价格为31.37元/MWh，全年净亏损达2138万元人民币。42即便具备价格套利空间，因市场波动性有限，项目利润空间依然受限——当年平均价差仅为167元/MWh。43 2.3.容量补偿机制不确定性：短期固定补贴与容量租赁 目前，上述12省中有8个省份提供了固定容量补偿，补偿标准一般为每千瓦时0.2–0.4元，或每千瓦每年100–300元，期限为1–3年，且大多呈逐年递减趋势。其中一个例外是蒙西，实施为期10年的固定补偿机制（每千瓦时0.35元）。 近年来，一种替代性收入模式——“容量租赁”逐渐兴起，即储能项目将储能容量出租给新能源开发商。该模式源自2021年“新能源+储能”政策背景，当时政策要求新能源发电项目配套建设储能设施，部分省份如山东、广东、河南甚至将储能作为项目并网与参与电力市场竞价的前置条件。44 然而，自2025年起，国家开始推进储能与新能源项目“解绑”，鼓励其作为独立主体参与市场交易。45这一转变可能削弱容量租赁模式的持续性。同时，由于中国尚未建立统一的容量市场，未来容量补偿的定价机制、合同期限及其稳定性尚不明确，给储能投资者带来较大的收益不确定性。 综上所述，当前中国电池储能在能量与辅助服务市场中的盈利能力仍较有限，而容量补偿机制也存在补贴期限短、缺乏长期稳定预期等问题。在推动储能独立参与市场的背景下，有必要借鉴加州经验，进一步完善储能的市场参与机制，建立可持续、市场化的收入体系，从而增强储能投资的可预期性与商业可行性。 3加州储能——监管框架与收入机制 加州的电力市场主要由两个机构监管：加州独立系统运营商（CaliforniaIndependentSystemOperator, CAISO）和加州公共事业委员会（California Public Utilities Commission, CPUC）。在联邦能源监管委员会（Federal Energy Regulatory Commission, FERC）的监管下，加州独立系统运营商负责加州的批发电力市场运营，而加州公共事业委员会则监管投资者所有的公用事业公司（Investor-Owned Utilities），46以保障用户获得可靠且可负担的电力服务。 2010年，加州通过了第2514号议会法案（AB 2514），成为美国首个设立储能强制采购目标的州。该法案授权加州公共事业委员会制定电力公司储能容量目标，最终确立到2020年部署1,325兆瓦储能的目标，并将该目标分配给三大公用事业公司：太平洋煤电公司（PG&E）580兆瓦、南加州爱迪生（SCE）580兆瓦、圣地亚哥煤电公司（SDG&E）165兆瓦。47 此后，加州不断将储能纳入其可再生能源战略。例如，2015年通过的第350号参议院法案（SB350）提出，到2030年可再生能源占比达到50%，并授权加州公共事业委员会与加州独立系统运营商推进储能在应对可再生能源间歇性方面的应用。482018年出台的第100号法案（SB 100）更进一步，提出到2045年实现100%零碳电力供应，极大地推动了储能作为灵活资源的需求。49 除了立法推动外，加州还建立了储能参与市场的制度框架。加州独立系统运营商为储能系统设计了市场参与模型，允许其参与日前市场和实时市场。与此同时，储能也已成为关键的辅助服务提供者，参与调频、旋转备用和非旋转备用等服务。截至目前，电池储能已满足加州独立系统运营商超过一半的调频服务需求。50 加州并未设立统一的容量市场，而是通过资源充足性（Resource Adequacy）机制来保障电网备用容量，并推动新资源投资。51在该机制下，用电负荷服务实体（Load-Serving Entities）52需通过与储能开发商签订双边合同，以满足其容量目标。自2020年以来，加州进一步优化资源充足性机制，指定三家主要电力公司-太平洋煤电公司（PG&E）、南加州爱迪生公司（SCE）和圣地亚哥煤电公司（SDG&E）-作为集中采购公司，代表各负荷服务商统一采购地方容量资源。53 在这一监管体系下，加州的电池储能项目可获得多元化收入来源。图3展示了装机容量超过100兆瓦的储能项目的市场参与模式，这类大型项目合计约占全州储能总容量的60%。54绝大多数项目同时参与多个市场：近一半的储能同时参与电能量市场、辅助服务市场与容量市场，显示出对多元收入结构的依赖和灵活的市场参与策略。其中，容量市场是最普遍的参与形式，超过80%的储能容量通过双边合同获得容量收入，近四分之一的项目专注于此一来源；相比之下，仅参与电能量市场的项目较为少见，经济性也相对较差。 电能量与辅助服务市场收益 如图4所示，在电能量与辅助服务市场中，日前市场调度是最主要的收入来源。2021至2022年间，实时市场收入显著增长，这主要得益