周 菲（苏银金融租赁）
摘 要：当前，作为支撑新型电力系统建设的关键环节，储能市场发展面临机制不健全、盈利模式不清晰等多重挑战。本文基于新的政策框架，系统分析储能产业在价格机制、市场结构与政策协同方面的变革影响，预判其未来向多元化收益、技术协同与跨区域配置的发展趋势，并从市场机制设计、技术创新推动与金融支持体系三个层面提出优化建议，旨在为储能产业实现从规模扩张向质量效益转型提供理论参考与实践路径。
关键词：配置储能；价格形成机制；多元价值实现；政策协同
在“双碳”目标引领下，新能源已成为我国能源结构转型的核心力量，而储能作为解决新能源间歇性、波动性问题的关键支撑，其产业发展直接关系到新型电力系统建设的成效。近年来，我国储能产业实现跨越式增长。国家能源局数据显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦，约为“十三五”末的20倍，展现出强劲的发展动能。但与此同时，产业发展中的结构性矛盾也日益凸显，成为制约储能高质量发展的重要瓶颈。
当前我国储能市场面临的突出问题集中在三个层面。在市场机制方面，价格形成机制不完善，电量交易市场电价浮动区间较窄，无法真实反映不同时段的供求关系，导致储能电站通过峰谷价差套利的空间受限；容量补偿机制尚未全面落地，多数地区缺乏明确的核定规范和实施细则，储能的可靠容量价值难以得到合理体现。在运营模式方面，部分地区仍存在“强制配储”遗留影响，储能项目多依附于新能源主体，独立运营能力薄弱，加之调用机制不健全，普遍存在利用率低、回报周期长的问题，难以形成可持续的盈利模式。在政策衔接方面，不同层级、不同领域的政策协同不足，尤其是在输配电价核算、市场准入标准等方面的规定不统一，导致储能项目参与电力市场的路径不清晰，市场主体的投资信心受到影响。
2025年9月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号，以下简称1192号文），聚焦新能源发电就近消纳中的价格机制完善，为破解储能产业发展困境提供了重要政策遵循。现有研究多从技术迭代或单一市场维度分析储能产业发展，对价格政策与储能市场协同演进的系统性研究较为欠缺，且缺乏结合金融视角的实践路径探索。本文立足1192号文政策框架，结合储能产业发展现状，系统分析政策实施的多维影响与深层意义，预判配置储能市场的发展趋势，并从市场机制、技术创新、金融支持等层面提出优化建议。研究旨在厘清价格政策与储能市场的作用逻辑，为市场主体决策提供参考，同时为金融资本参与储能产业提供理论支撑，助力储能产业从规模扩张向质量效益转型。
一、1192号文的影响与战略意义
（一）重塑储能产业发展逻辑
1192号文从政策层面重新定义储能在电力系统中的角色，将其从新能源项目“附属设施”转变为就近消纳项目“核心调节资源”。文件明确要求新能源就近消纳项目需将电源、负荷、储能作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面与安全责任界面，这一规定从项目设计源头确立储能的基础性调节地位，改变以往储能“被动配置”模式，推动三者形成协同运行的有机整体。
为保障项目运行效率，1192号文设定严格技术指标：新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目提升至35%），同时要求电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置。这些要求倒逼项目开发者通过优化储能配置、提升调节能力满足指标需求，推动储能产业从“规模优先” 向“效能优先”转型；精准计量则为储能价值量化核算提供数据支撑，解决长期存在的调节贡献界定难、价值量化难问题，为储能收益核算奠定基础。
（二）优化储能市场运行机制
1192号文的核心创新在于价格机制设计，通过引入“稳定供应保障费用”体系，遵循“谁受益、谁负担”原则，将隐藏在电价中的电网可靠性服务价值显性化、货币化，彻底改变传统输配电价计价方式，为储能项目构建清晰的成本疏导与收益实现路径。
在输配电费核算方面，1192号文创新性提出按容（需）量缴纳模式，规定下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节电量电费，月度容（需）量电费计算方法为“按现行政策缴纳的容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量”。这一设计形成有效激励：项目变压器利用率越高，度电输配电成本越低，引导项目通过配置储能、优化负荷曲线提升自平衡能力，减少对公共电网依赖，同时避免“大马拉小车”资源浪费。对于可靠性要求高的项目，文件保留现行两部制输配电价选择权，体现政策灵活性与适配性。
在系统运行费与交叉补贴方面，1192号文规定项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费并逐步向按占用容量过渡，暂免自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。这一安排既衔接现有机制、避免政策突变冲击项目运营，又减轻短期运营成本、提升项目经济性；系统运行费向容量计费过渡的导向，进一步强化储能配置激励，推动项目通过储能降低电网容量占用，减少费用支出。
（三）重构储能市场参与格局
1192号文明确新能源就近消纳项目的市场主体地位，规定项目作为统一整体参与电力市场，与其他主体享有平等权利，打破储能参与市场的身份限制，为其进入电能量市场、辅助服务市场创造条件。
文件规定项目向公共电网反送的上网电量“不纳入新能源可持续发展价格结算机制”，需承受完全市场化现货价格。这一规则形成严厉市场纪律：在新能源大发、现货价可能为负的时段，项目需通过储能充电、转移负荷实现自我平衡，避免收益受损，极大激发储能配置积极性。在现货市场未连续运行地区，文件也为后续市场衔接预留空间，随着电力市场改革深化，储能参与交易的路径将进一步清晰。
平等市场地位与明确价格机制相结合，有效吸引专业化储能运营商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等新型主体进入市场，取代传统依附于新能源项目的运营方，推动市场从“政策驱动”向“市场驱动”转变。同时，1192号文要求各省级价格主管部门加强跟踪监测与政策解读，电网企业定期报告费用收缴情况，形成“中央统筹、地方落实、企业执行”的政策实施闭环，增强市场主体投资信心，为储能产业稳定发展提供制度保障。
（四）支撑能源绿色低碳转型
1192号文通过完善价格机制促进新能源就近消纳，本质上是通过储能等调节资源优化配置，提升电力系统对新能源的接纳能力，为新能源大规模开发利用扫清障碍，与“双碳”目标下能源结构转型要求高度契合。新能源就近消纳率提升，不仅降低弃电率、提高利用效率，还降低电力远距离输送损耗，提升能源系统整体效率，推动能源供应向清洁低碳转型。
政策贯穿的“谁受益、谁负担”原则，在输配电费缴纳、系统运行费承担等环节均体现市场化成本分摊逻辑，避免成本不合理转嫁，保障各方合法权益，有助于构建可持续能源市场生态。此外，1192号文对项目技术要求明确，从源头规范建设标准，避免低水平重复建设，引导储能产业向高质量、集约化方向发展，为新型电力系统建设提供坚实支撑，对推动能源领域“双碳”目标实现具有重要战略意义。
二、配置储能市场的未来发展趋势
（一）价值实现：多元化收益体系逐步成熟
依托1192号文构建的价格机制，储能的配置价值将得到更全面体现，多元化收益体系将成为市场发展核心支撑。在电力交易市场方面，随着现货市场推广，电价将精准反映不同时段供求关系，峰谷价差有望进一步拉大。新能源大发时段，储能可低价充电；用电高峰时段，储能高价放电获取价差收益，电能量市场将成为基础收益来源。同时，储能可参与中长期合约、现货滚动撮合等多种交易，通过组合策略提升收益稳定性。在辅助服务市场方面，各地将结合系统需求拓展服务品种，除传统调频、备用服务外，爬坡、转动惯量、黑启动等新型服务将逐步落地。储能凭借响应快、精度高的优势，在辅助服务市场竞争力显著，收益占比将持续提升。
容量补偿机制落地进程将加速，各地将参考相关成本回收模式，出台储能容量电价细则，明确核算标准、发放周期与覆盖范围。容量补偿将与电能量收益、辅助服务收益共同构成“三位一体”稳定收益结构，有效缩短项目回报周期，解决盈利难题。此外，随着碳市场完善，储能项目碳减排效益将逐步量化，通过碳交易获取额外收益的路径更加清晰，进一步丰富价值实现渠道。
（二）技术发展：多路线协同与效能提升并行
储能技术将呈现多路线协同发展与效能全面提升的双重特征，技术创新成为市场发展的核心动力。锂电储能凭借成熟技术体系与完善产业链，中短期内仍将占据主导地位，同时技术迭代持续推进：正极材料向高镍三元、磷酸铁锂高性能方向升级，提升能量密度与循环寿命；电解液研发新型电解质材料，增强稳定性与导电性能；电池管理系统引入大数据、人工智能技术，实现精准监测控制，提升效率与安全性，同时降低生产成本。
压缩空气储能、液流电池储能、氢储能等技术路线也将加速突破，形成与锂电互补的多技术格局。压缩空气储能适用于大容量、长时程调节，在新能源基地、跨区域输电通道配套场景应用前景广阔；液流电池储能具备长寿命、高安全性、容量灵活调节特点，适合分布式储能或备用电源，在工业园区、海岛场景潜力巨大；氢储能在跨季节、跨区域能源调节中优势显著，可与氢能产业链协同，解决新能源季节性出力波动问题。
技术创新将聚焦三个方向：一是长时储能技术，加快氢能、全钒液流等技术研发示范，提升系统跨周期调节能力；二是智能调控技术，优化能量管理系统，实现储能与新能源、负荷精准协同，满足实时交易需求；三是安全保障技术，完善热管理、故障预警与应急处置系统，降低电化学储能风险。此外，储能与新能源、电动汽车、微电网的融合技术将加快创新，推动“光储充”“源网荷储”一体化模式成熟，拓展应用场景。
（三）市场格局：集中化、专业化与协同化发展
在市场布局方面，储能项目将注重与电力系统需求精准匹配，呈现“按需布局、就近调节”特征。靠近电网阻塞节点的项目，可缓解阻塞、提升输送能力，获取阻塞租金或容量补偿；负荷中心项目，可平抑负荷波动、降低峰谷差，获取高电价价差收益；新能源基地项目，可平抑出力波动、提升消纳率，获取容量补偿与电能量收益。同时，大容量、高电压等级项目因可参与多类型交易、收益来源多元，更受青睐，推动项目向规模化、集约化发展。
在参与主体方面，市场将向专业化演进，具备价格预测、组合交易与高效运营能力的专业储能运营商成为主导。这类运营商通过精准预测电价优化充放电策略，参与多类辅助服务获取收益，与新能源企业、用户签订长期合约锁定风险。“新能源+储能”一体化开发模式将成熟，通过联合规划、协同运行实现消纳率与收益双赢，成为新能源项目开发主流选择。
虚拟电厂运营商、综合能源服务商等新型主体将积极参与，通过聚合用户侧储能、电动汽车充电桩等分散资源，形成规模化调节能力，参与市场交易与系统调节。虚拟电厂运营商可优化调度分散资源提供辅助服务、降低用户成本；综合能源服务商可提供“储能+节能+能效管理”一体化服务，提升用户用能效率，拓展储能应用场景。
（四）市场运行：跨区域协同与监管体系完善
随着跨省跨区电力交易规模扩大，储能参与跨省调度与交易的机制障碍将逐步破除，市场运行呈现跨区域协同特征。目前储能还是以省内业务为主，未来将向区域及省间灵活调度转变：新能源大发省份的储能充电后，通过跨省通道将电能输送至用电大省；用电高峰时，储能在用电大省放电缓解压力。这种模式将充分释放储能调节潜力，提升全国资源配置效率，推动形成统一储能市场。
市场监管体系将更加健全，围绕项目建设标准、运行安全、计量核算形成全国统一技术规范与管理标准。建设环节明确设计、施工、验收标准，确保质量；运行环节建立定期安全检查制度，参照发电企业检修导则制定检测方案，对电池状态、消防系统、控制系统定期检测，排除隐患；计量环节统一标准方法，确保数据准确，为收益核算提供依据。
市场价格监管将加强，通过合理拉大电价浮动区间，引导资源优化配置；同时打击市场操纵、价格垄断等行为，维护公平秩序。此外，储能项目信息披露制度将完善，要求运营主体定期公开电量、交易情况等信息，提升透明度，保障市场主体知情权与监督权，推动市场规范有序发展。
三、储能配置市场发展的优化建议
（一）完善市场机制，构建多元价值实现体系
一是细化价格机制实施细则。各省级价格主管部门结合本地实际，尽快出台储能容量电价核定标准与实施流程，明确覆盖范围、核算方法与发放机制，核算时充分考虑储能调节能力、响应速度等因素，采用月度或季度发放方式保障现金流稳定。同时优化输配电费与系统运行费核算，对储能配置比例高、自平衡能力强的项目给予输配电费优惠，提升经济性。二是深化电力市场建设。扩大现货市场连续运行范围，丰富交易品种、完善规则，提升流动性；合理拉大电价浮动区间，扩大峰谷价差，为储能创造价差收益空间。加快推进爬坡、转动惯量等新型辅助服务落地，建立科学定价与费用分摊机制，推动费用向用户侧疏导，激发储能参与积极性。三是建立跨区域交易机制。明确储能参与跨省交易的准入条件、规则与收益分配方式，打破省间壁垒；建立跨省储能调度平台，实现资源跨区调度；合理划分项目、输电通道运营方、参与省份的收益比例，保障各方权益。推动建立全国统一储能交易平台，整合市场资源，提升配置效率。
（二）推动技术创新，强化产业发展技术支撑
一是加大关键技术研发支持。将长时储能、安全防控、智能调控等核心技术纳入国家科技专项，给予资金支持；鼓励企业与科研机构联合攻关，建立产学研用协同机制；支持建设储能技术创新平台，推动成果转化。对采用新技术的项目给予补贴或税收优惠，如对长时储能项目给予投资补贴，对技术研发企业给予研发费用加计扣除。二是完善技术标准体系。建立覆盖储能设备生产、项目建设、运行维护、退役处置全生命周期的标准规范，统一技术参数、安全要求与计量标准。生产环节规范核心设备质量，建设环节明确验收标准，运行环节制定维护规程，退役环节建立电池回收标准。加强标准宣贯与执行监督，定期检查确保项目符合安全、环保要求，避免低水平重复建设。三是推动多场景示范应用。在新能源基地、负荷中心、工业园区、海岛等场景，布局“新能源+储能”“储能+虚拟电厂”等示范项目，总结可复制经验。
（三）创新金融服务，拓宽产业融资渠道
一是开发适配金融产品。银行机构针对储能项目投资大、周期长特点，推出中长期专项贷款、设置宽限期以降低偿债压力，创新接受储能设备、收益权作为抵押品。保险机构开发财产险、责任险、营业中断险等专属产品，覆盖设备故障、火灾等风险，降低运营风险。二是发挥金融租赁优势。金融租赁公司利用“融资+融物”优势，通过直接租赁为项目提供设备租赁，缓解采购资金压力；通过售后回租帮助企业盘活存量资产。探索“租赁+运维”“租赁+技术服务”模式，在租赁期内提供设备维护、技术升级服务，根据项目收益灵活调整租金，匹配现金流特征。三是推动直接融资发展。鼓励储能项目通过资产证券化、绿色债券、绿色基金融资；支持优质企业发行绿色债券，用于项目建设运营；推动项目资产证券化，吸引社会资本；设立国家级储能绿色基金，引导资本投向储能产业，重点支持长时储能等技术研发示范。加强金融机构与储能企业合作，建立信息共享机制，提升风险识别能力，推动金融资源向优质项目倾斜。
（四）加强监管保障，维护市场规范秩序
一是健全安全监管体系。建立地方政府、行业主管部门、运营方协同的安全监管责任体系，建设环节加强设计、施工安全监管，运行环节定期检查，应急环节完善预案、建立响应机制。加强核心设备质量监管，规范市场准入，杜绝劣质产品，从源头保障安全。二是强化市场监管。建立储能项目运行监测平台，实时监控电量、交易、收益情况；严厉打击市场操纵、价格垄断等行为；完善投诉处理机制，及时化解纠纷；加强交易规则执行监督，确保交易公开、公平、公正。三是加强政策协同与解读。建立国家与地方政策协调机制，定期统筹政策制定实施，避免冲突与空白。通过专题培训、政策宣讲等方式解读新出台的政策，引导市场主体把握导向，稳定预期。建立政策实施效果评估机制，定期评估并调整优化政策，推动储能产业持续健康发展。
（作者系浙江大学融资租赁研究中心特聘研究员，苏银金融租赁业务管理部经理，经济学博士）