储能电站运营与投资策略白皮书

王少婷 基于详实的数据与案例，为储能电站的投资决策与 高度依赖于单一市场或价差。相比之下，独立储能能够直接参与电 储能电站运营与 言 国务院高度重视新型储能发展，从法律层面固化了其作为电力系统关键调节资源的地位。电力市场规则及促进新能源高质量消纳储能规划建议大力发展新型储能。 《中华人民共和国能源法》明确规定“推进新型储能高质量发展，正推动新型储能从高速增长阶段迈向高质量发展的新阶段。“十五五”地区河南北京加强新型能源基础设施建设，因地制宜布局一批新型储能设施，增强新能源安全可靠替代能力。黑龙江积极发展新型储能和分布式能源，加快智能电网和微电网建设。河北加强新型储能设施建设。 储能电站运营与投资策略白皮书2026年3月序号91011121314151617181920212223242526272829301.1.2总体发展情况总体装机情况根据国家能源局发布数据，136GW/351GWh,机占比最大，分别为28.2%、及以上的项目装机占比达72%，长呈上升趋势， 山东、 18(GW)截至累计装机均达5GW以上。用户侧数据来源于中国电力企业联合会电动交通与储能分会收集数据。本章中国南方电网有限责任公司、 储能电站运营与投资策略白皮书2026年3月图2：来源：中国电力企业联合会图3：来源：投资主体分布电集团累计投运总装机 61%29%10%2022年2.32%。2基4% 8.992022年独立储能新能源配储占新增总装机的69%。 期间电化学储能主要应用场景发展情况4.01累计投运独立储能总装机66.92GW，从区域来看，主要分布在内蒙古、从项目规模来看，主要为百兆瓦及以上大型储能电站，随者电力市场机制逐步完善， 增量同比下降4%，新 新能源配储是指接入风、光等电源并网点以内，与电源联合运行的储能，主要用于平滑新能源功率曲线，促进新能源消纳。截至2025年底，累计投运新能源配储总装机36.83GW，累计装机占比33.70%，较2021年底提高2个百分点。从区域来看，新能源配储主要分布在新疆、内蒙古、甘肃、河北等省份，累计装机均在3GW以上。从项目规模来看，装机规模分布较为均匀，中型、型储能电站，装机占比分别为57%、42%。从储能时长来看，新能源配储平均储能时长2.59h，主要储能时长为2h、4h，合计占新能源配储总能量的94%，其中4h及以上长时储能主要分布在西北地区。2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于深化新能源原上网电价市场化改革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”，储能的建设逐步由政策指引！向市场化发展过渡。2025年新能源配储新增装机12.60GW，装机中新能源配储与独立储能的占比差距进一步拉大。图8：新能源配储区域分布情况来源：中国电力企业联合会火电配储是指接入火电并网点以内，与电源联合运行的储能，主要用于提升火电机组调频能力降低"两个细则”考核费用。截至2025年底，累计投运火电配储总装机1.14GW，主要分布在广东、浙江、山西等省份。火电配储平均储能时长0.77h，主要储能时长为1h及以下，占火电配储总能量的95%。工商业配储是指建设在大工业和一一般工商业用户的场地内的储能，主要用于降低电量电费或容 （国能发科技规 浙江因调整浮动基数、41%57%1%0.5h291h; 储能电站运营499 27%1622023年同比提高约8次；平均利用率指数63%，同比下降2个百分点。 611工商业配储整体运行情况与去年基本持平，平均运行小时数4，371h， 近3年电化学储能利用情况1200900600300平均利用小时数2064h，同比降低约187h；平均等效充放电次数341次（相当于每天可完 典型应用场景下电化学储能平均利用小时数25002000150010005000中国电力企业联合会典型应用场景下电化学储能平均等效充放电次数1000800600400200中国电力企业联合会2025年， 新型电力 储能电站运营与89%82%72548823 87%79%319536802023年1充电电量（GWh）上网电量跟踪计划发电，减少新能源弃电、保障新能源高效消纳内利用；可凭借毫秒级响应速度， 图13：典型应用场景下电化学储能平均等效充放电次数350002800021000140007000来源：中国电力企业联合会1.2.储能供需逻辑1.2.1储者能在新型电力系统的价值直随着风光等波动性可再生能源在新型能源结构中所占比重的增长，足的矛盾日益凸显，对电力系统供需平衡和稳定性带来严峻挑战。目前青海、甘肃等多个地区的新能源发电量渗透率已超过30%，电网午间保消纳、晚峰保供矛盾凸显，系统平衡调节问题突出。储能是电力系统中的“蓄水池”和“调节器”，能够动态吸收存储电能并适时释放电能，将传统实时平衡的“刚性”电力系统转变为更加灵活自适应的“柔性”系统，全方位提高供电质量和系统安全。"十五五”及中长期，是新型电力系统构建的关键期，新能源发电装机规模将继续保持高速增长态势，预计年均新增装机2亿干瓦以上。新型储能需要多时长尺度、多元化发展，充分衔接电力市场，保障新型电力系统安全稳定运行。新型储能因其建设周期短、布局灵活、响应速度快，可快速承担起电力系统调节功能。整体来看，储能在新型电力系统中的价值贯穿“源、网、荷”三大环节。在电源侧，储能可平滑新能源输出功率、火电机组联合参与调频服务，提升机组综合性能指标。在电网侧，储能可提供调峰、调频、备用、 比2024年提升30%左右，新能源已超越煤电成为第未相比增长超40倍，西藏、宁夏、云南、湖南、甘肃、4.27%1.86%2024年 为夏季晚间用电高峰时段提供了有力支撑。较我国电化学储能总装机10，929万千瓦，重庆、新疆、2.24%0.86%2023年 以国网公司经营区开展的2025年集中调用试验为例，实时最大放电电力达4，453万千瓦，顶峰能力相当于近3座三峡水电站0.74%0.27%2022年电化学储能总功率(GW) 14991157842025年(GWh)电力中长期11、现货12、 11.41%、2.97%、0.20%3195储能充电电量相当于新能源发电量比例国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高辅助服务市场和容量市场等多元市场机制，最大化发挥其在调频国家能源局修订《电力市场运行基本规则》， 近3年电化学储能充放电情况80000中国电力企业联合会随着国家发展改革委、自从2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布后，配套政策密集出台， 明确提出"2025套利。国家层面多次发文一体化参与电能量市场蒙西、湖北、浙江6个现货正晚高峰则因供需紧张价格显著拉升生一步拉大。省份/区域甘肃、蒙西、湖北、浙江辽宁、黑龙江、江苏、吉林、福建、宁明确自2026年3月1日起，针对直接 市场注册15.计量结算16规则为支撑的全国统一电力市场国家发展改革委、国家能源原局联合发布的【[2025]394号）的硬性指标，标志着我国电力现货市场建设进入全面提速新阶的完善，新型储能将构建起“现货价差套利+辅助服务获利+可通过参与中长期交易锁定基础收益，并通过“报量报价”或“报“低充高放”作为联合主体，。截至2025年底，全国共25个电力现货市场运行地区除京津唐和西藏外，步提高，则现货市场价差有望进山西、山东、陕西、安徽、河北南网、南、江西、四川、新疆、蒙东、湖南、上海、吉海、重庆、南方区域分时电价形成机制迎来市场化转型，定价模式2025年12月17日，重庆、辽宁、河南等9个地区已正式取消入市用户的固定分 储能电站运营与投资策略白皮书2026年3月规则为主干，规则体系。2025年12月，建设工作的通知》18省启动连续卖结算试运行”全国统一电力市场偿保底"的多元化收益模式。电能量市场储能参与电能量市场，报价”形式参与现货市场利用分时价差实现面参与电能量市场，推动“新能源+储能”独立计量、控制等技术条件，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市场。盖省份和地区30个，其中包括山西、山东、甘肃、个现货连续结算试运行地区。时段电价因零边际成本新能源电量通入而持续卖下探深，各省现货市场价格上限进表2：各区域电力现货市场建设情况市场建设阶段连续结算试运行注：南方区域市场连续结算运行期间，广东省纳入南方区域市场，不再单独运行。随着电力现货市场的全面推进与落地，核定”迈入“市场定价”。市场基本规则》场交易的经营主体，不再人为划定分时电价标准及时段区间。截至2026年1月底，贵州、河北南网、湖北、陕西、吉林、云南、 里程补偿：调频里程×出清价格×K容量补偿：调频容量×3.56元/MW-h年9月起取消）里程补偿：调频里程×出清价格×性能指标容量补偿：中标容量×容量补偿价格（中标调用5元/MW，中标未被调用4元/MW；2025年9月起取消容量补偿）里程补偿：调频里程×出清价格×K里程补偿：调频里程×出清价格×调节系数K（调节系数=1）容量补偿：AGC投运率×可调节容量×补偿标准（960元/MW·月）里程补偿：调频里程×主体报价×K容量补偿：AGC、×补偿标准（AGC、为360、240元/MW-月）调频里程×补偿标准 次调频辅助服务市场及准入门槛及以上（自持续时 一类是按照补偿方式 ，而是与其对系统的与煤电享受同等容量电价标准“对未能达到考核要求的机组，应已出台或拟出台本区域新型储仅内蒙古明确储能容量电费向发电补偿标准 的长效机制；市场化容量补偿电价用户 谁承担”将逐步通过稳定的收益预期激活行业投资活力，时间 "114号文”并未将容量电价作为新型储能的唯一收益来源，而是明确其可在享受湖北等部分省份在"114号文”发布前，“谁受益、促进新能源消纳内的核心作用筑牢机制保障。政策《山东省发展和改革委员会关于电力现货市场容量补偿电价 电网、降低偏差考 《在电力市场加速建设的大背景下， 政策《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）《宁夏自治区发改委关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿)》136号文发布后，目前国家鼓励推动“新能源+储能”作为联合主体，新能源弃电率、火电配储主要收益模式为向电网提供调频辅助服务， 1.3.2储能收益模式核心的高质量发展新周期。价值实现路径和商业模式均出现显分化与演进。新能源配储市交易的新模式下，新能源配储主要收益模式包括减少新能源弃电、量价差收益三方面。其中，减少新能源弃电主要为新能源利用配建储能削峰填谷降低弃电率；降低偏差考核费用为利用配建储能改善发电曲线，降低偏差考核成本；赚取电能量价差收益为配建储能在新能源弃风弃光时段充电，在电价高峰时刻放电，赚取峰谷电价差。当前，新能源配储的经济性与现货峰谷价差、足。火电配储 辅助服务收益为独立储能 容量收益此前高度依赖容量租赁，而“136号文”发布后，容量租赁的价格与需求受 典型地区诸能电立占运营情况分析 第二章本章聚焦不同区域独立储能项目运营情况，通过各省能源特征、负荷特性等，深入分析储能发展模式及参与电力市场的盈利方式，探究储能在电力市场中发挥的价值及未来发展潜力。2.1.山东2.1.1储能电站发展情况能源结构及特点电源结构。山东电源结构呈现多元化特征，涵盖火电、风电、光伏、核电、水电等多种电源类型，2025年电力总装机达2.5亿千瓦，居全国第二。山东是全国新能源装机规模最大的省份之一，近年来新能源装机占比持续提升，截至2025年底新能源总装机规模达1.3亿干瓦，占电力总装机比例超50%，历史性超过煤电。与此同时，新能源装机容量的快速增长，给电网的平稳运行带来极大挑战。以7月5日这天为例，中午新能源出力创历史新高，达6，661.5万干瓦，其中光伏出力5,589.8万千瓦，但在晚间用电高峰时段，光伏出力几乎为零，日出力波动达5，000万以上。发电量结构。山东区域传统火电仍起着压舱石的作用，新能源发电量占比显著提升。2025年发电量6，982.