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现货市场加快覆盖却难盈利？储能贸易模式迎来市场化考验

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2025.03.28

文｜中关村储能产业技术联盟

近年来，我国新型储能装机规模出现出发作式增长态势。凭据CNESA DataLink 全球储能数据库的不齐全统计，截至2024年底，我国已投运新型储能装机规模达到78.3GW，初次超过抽水蓄能装机的58.5GW，功率规模同比增长126.5%。预计2025年新型储能装机将持续急剧增长，累计装机将超过100GW。

2024年，新型储能有关政策频发，推动市场化发展趋向显著，各地电力市场规定变动成为产业发展的主题关注。

一、现货市场

省级市场方面：继山西现货市场正式运行后，2024年山东、广东、甘肃陆续转入正式运行，2025年2月蒙西也转入了正式运行。此表湖北、福建、浙江进入了陆续结算试运行阶段。

区域市场方面：2024年10月，省间电力现货市场转入正式运行，成为全国统一电力市场建设的里程碑事务，标志取全国统一电力市场系统架构的初步建成。2024年11月，南方区域电力市场实现初次全月结算试运行，标志取全国首个区域电力市场在市场运营、市场机造、技术前提各方面均具备长周期结算运行前提。

表 1 电力现货市场进展情况

从申报机造看，市场初期阶段，多地允许储能自主选择“报量报价”或“报量不报价”的参加模式，随着市场发展的美满，逐步转入“报量报价”的方式。

从限价机造看，各地凭据现实市场发电成本情况，设置了分歧限价区间，目前蒙西出清价值上限最高，达到5元/kWh，甘肃出清价值上限最低，为0.65元/kWh。下限方面，山东和浙江设置了负电价。山东、山西、浙江等地还设置了二级限价。

从结算机造看，目前绝大无数省份选取节点电价方式，以15分钟为一个买卖时段，形成96点出清价值。而安徽索求缩短实时市场出清周期，形成5分钟的节点电价，买卖机造更矫捷。

在现货市场建设全面加快下，2025年将实现全国现货市场全覆盖，但目前价值机造偏守旧，峰谷价差还较低。从现实买卖了局看，由于一次能源价值降落和新能源发电急剧增长，市场买卖均价出现降落趋向。2024年现货价差水平集中在0.2-0.3元/kWh之间，蒙西较高约0.5元/kWh，但同比出现超20%的降落。在目前价差水平下，仅靠现货市场还不能满足储能盈利要求。

图 1 现货分市价差对比情况，单元：元/MWh，%

表 2 沉点省份储能参加现货市场规定

二、中持久市场

2024年，华钟注浙江、冀北电网、安徽、云南、四川、沉庆、河北南网、山西、湖南等区域更新了电力中持久买卖有关规定。

在成立全国统一大市场的驱动下，为削减买卖成本、实现市场融合发展，各省中持久市场在主题规定上逐步明确通过度时电量、分市价值等伎俩保障中持久与现货的高效衔接。

如山西明确对月度、旬中持久买卖按逐个时段设置12个价值区间，对多月陆续分时段买卖、日滚动买卖设置最低最高限价，最高、最低限价和逐时段最高、最低限价按分时基准价+高低浮动方式形成，分时基准价由省燃煤发电基准价乘以现货买卖峰谷系数确定。此表，湖南中持久也有类似规定。

在此类规定下，储能通过中持久分时电量、分市价值机造可有效落实顶峰、调峰需要，也可超前锁定一部门收益，将来也是沉点关注的市场参加方向。

表 3 重要区域电力中持久买卖分时划分情况

三、分时电价

截至2024年底，浙江、江苏、安徽、湖北、江西、河南、甘肃、上海、山东、云南、黑龙江、吉林、内蒙古等13地正式颁布新版分时电价政策；湖南、广西、陕西、四川、青海等5个省份颁布征求定见稿。

【变动趋向】

调整时段划分。截至2024年底，已有16省将午间调整为低谷时段，13省执行尖峰时段。受午间光伏大发影响，将午间的顶峰时段调整为平段或谷段，有利于疏导负荷填谷，共同尖峰时段和价差浮动设计，山东、浙江、江苏等多省为储能实现两次充放创造前提，将来随着投资成本的进一步降落，两次充放省份数量将进一步增多。此表，午间低谷电价也推进了散布式光伏+储能的发展模式，通过能量时移提高项目整体收益水平。

调整浮动领域。2024年，9省扩大浮动比例测算领域，江苏浮动领域涵盖了所有电价组成部门，浙江、安徽、江西、河南、甘肃的浮动领域从买卖上网电价扩大到输配电价，湖北扩大到上网线损。浮动比例的扩大拥有价差拉作为用，但也要结合代购电均匀价值水平确定。

造订季节性电价。大无数省份夏或冬季执杏装尖-峰-平-谷”时段划分机造，蒙东、蒙西、山东、西藏、新疆设置季节性深谷时段。江苏、浙江、江西、上海、陕西、湖北6个地域执行沉大节假日深谷电价，在春节、劳动节、国庆节期间设置深谷时段。

【代购电情况】

峰谷电价方面，2024年，32个地域最大峰谷价差的总体均匀值为0.68元/kWh，同比-6.1%。对经济性守旧测算下，按0.6元/kWh为收益天堑，21个地域满足价差要求。

图 2 2024年电网代购电均匀价差（元/kWh）

三、市场总结

2024年，我国电力体造鼎新步入第九年，在现货市场、中持久市场稳步推动下，多元竞争的市场格局逐步显露，通过市场化的资源配置，电力商品属性越发凸显。总体来看，现货市场目前还处于起步阶段，正式运行和陆续结算运行区域还较少，通过典型区域买卖了局显示，仅靠现货价差储能还难以实现盈利；中持久市场目前已经形成炼盖省间省内、多功夫尺度、多买卖种类的全市场结构系统，逐步优化的分时段买卖机造，为储能提供盈利机遇；分时电价机造在时段划分和浮动比例调整的变动下，储能参加方式愈加矫捷，也提高了用户侧盈利能力。

2025年，电力体造鼎新按下加快键，2月9日，国度发展鼎新委、国度能源局结合颁布的《关于深入新能源上网电价市场化鼎新推进新能源高质量发展的通知》（发改价值〔2025〕136号，以下简称“136号文”），该文件推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全数进入电力市场，对储能行业也将产生较大影响：

一是强造配储取缔，储能贸易模式迎来“市场化”考验，配建储能将从强造要求转向由市场驱动的投资建设。容量租赁收益将逐步隐没，独立储能的收益将重要来自电力市��；

二是放宽市场限价，这或将进一步拉大峰谷价差，有利于储能电站在电能量市场中的价差套利，但真实反映电力供需关系的市场价值机造还必要进一步推动建设；

三是加快技术及产业优化，市场竞争从依赖政策转向依附技术、成本和服务等主题竞争力，拥有技术优势和买卖优势的企业将脱颖而出。

可见，将来储能企业发展必要实时发展投资能力、买卖能力、出产能力的综合提升。

面对将来发展的更高要求，电站投资前：

一是必要沉构投资测算模型，并对市场的供需情况、调节资源规模进行全面精密相识，钻研价值走势，选择相宜的省区、节点。

二是加强买卖团队预测能力，提高电价预测精度高，实现实时优化买卖战术。

三是加强精密化治理，提升营销与出产的协调能力，确保项目投建后的实时发电。

四是加快加快技术创新，进一步降低电站成本，提高效能，提升产品竞争力。

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