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 ，未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 ，未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 ，未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。
面对未来发展的更高要求 ，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。
次
2025.03.28
