引言
“ 中国储能产业正经历着规模上的爆炸式增长，但繁荣之下，盈利模式单一、价格战惨烈、设备“晒太阳”等“成长的烦恼”也日益凸显 。储能电站的收益究竟从何而来？
本文将系统梳理电网侧与用户侧储能的所有商业模式，从峰谷套利到辅助服务，再到容量租赁，为您详解每种模式的收益逻辑与稳定性 。同时，深度剖析当前行业面临的“低价中标”陷阱、市场机制不完善、调度利用率不足三大核心挑战及其深层原因 。
最后，我们将一同展望未来，探讨钠离子电池等新技术将如何重塑成本格局，以及虚拟电厂（VPP）、共享储能等创新商业模式将如何带领行业走出困境，真正实现从政策驱动到市场化盈利的蜕变 。”
第一部分：储能行业的商业模式分析
中国储能市场正在探索多元化的商业模式和复合型收益来源。储能电站的盈利模式高度依赖其并网位置（“表前”或“表后”）和参与的市场，在当前政策与市场环境下，储能的收益来源主要包括电力能源套利、辅助服务补偿和容量租赁/补贴等几大类，每一类又细分出不同场景下的具体模式。
下面将系统梳理电网侧（即表前，包括发电侧和独立电网侧）和用户侧（表后）储能的所有主要收益模式，分析各自的市场成熟度、定价机制、收益稳定性，并讨论“收益叠加”的可行性与实际案例。
1.1电网侧储能（表前）主要收益模式
1.1.1峰谷电价套利（调峰填谷）
这是独立电网侧储能和发电侧储能最常见的收益模式，即利用电力价格的时段价差低买高卖获取价差利润。在尚未完全市场化的地区，主要体现为峰谷分时电价套利；在开展现货市场的地区，则通过日内/日前电能量市场的价格波动来套利。
储能通过低价时充电、高价时放电，收益=（放电电价-充电电价）×放电电量 - 损耗成本。峰谷套利在全国具有普适性需求，但盈利高低取决于价差大小和电网调度的利用程度。目前华东、华南等峰谷差较大的省份已有较多独立储能尝试套利；而峰谷差小的地区项目收益较难覆盖成本。
收益稳定性方面，峰谷套利受电价政策影响大，在现货市场中，价格波动具有不确定性，储能收益取决于对价格的准确预测和响应，存在一定风险。如果未来峰谷差因新能源渗透提高而扩大，套利收益有望提升，但同时也可能因政策人为调整而压缩。
1.1.2调频（一次/二次调频）服务
储能由于响应快速、精度高，非常适合参与电力系统的频率调节服务。调频分为一次调频（毫秒级自动响应）和二次调频AGC（自动发电控制，调度指令每几秒更新）。
我国调频市场化还处于试点推广阶段，但发展迅速。一些地区已建立了调频辅助服务市场，广东早在2019年推出了电池参与一次调频的奖励机制，江苏电网也在调频考核中给予储能正向激励，华北网、山西等地有火电+储能联合调频的模式。
调频一般采用“性能/里程+容量”双重补偿，即既根据响应速度精度评分给予性能补偿，也按提供的功率容量（MW）和提供时间给予容量费用；调频市场价格往往以竞价形成，峰值时期收益可高达数百元/MW·每小时。
收益稳定性方面，调频服务需求与系统规模相关相对稳定，但价格受竞争者多少影响,如果储能参与者激增，调频价格可能下降。不过，相比峰谷套利，调频收益的相关性与电价波动无关，具有一定对冲作用。对于100MW级储能电站，如果完全提供调频服务，以当前部分地区规则，年收益可达数千万元且与电价无关。然而，需要考虑电池高频充放对寿命的影响。
1.1.3备用容量（容量市场/容量补偿）
备用容量指储能作为可靠容量资源，按其可用容量获得固定补偿，这类似于传统机组的容量电费。
我国容量市场尚在酝酿，仅个别省探索。定价方面，一般由监管部门或市场竞价确定容量价格。如山东暂定以用户电费形式收取0.0991元/kWh建立容量补偿基金，相当于每kW年付出约300元给储能；甘肃直接规定330元/kW·年给煤电和储能。未来如果建立全国统一容量市场，价格将由竞拍决定。
收益稳定性方面，容量补偿是固定付款，等同于储能电站获得“可用性租金”，极大提高现金流稳定性。业内普遍呼吁尽快建立容量电价机制，因为“光靠现货价差和少量辅助服务难支撑储能发展”，一旦容量电价普及，这部分收益将成为储能项目最可靠的收入。
1.1.4无功补偿服务
储能变流器可以提供无功支持和电压调节服务。在一些地区，独立储能可受调度指令调节无功功率，获取补偿。
当前无功服务尚未市场化付费，多由电网调相机等提供，但华北等地在研究储能作为动态无功资源的补偿机制，如果实施，可能按无功容量或功率因数调节量给予费用。
收益稳定性方面，目前来看无功补偿对储能收益贡献很小，属于潜在的增量模式，一旦建立，将是较稳定的辅助服务收入，但金额相对有限（因为无功服务价值低于调频、调峰）。
1.1.5缓解电网拥塞/提升输配效率
在电网输电走廊瓶颈处部署储能，可以削峰填谷降低输电负荷峰值，从而缓解拥塞、推迟扩建投资，这类储能（如“输电侧储能”）的价值在于延缓资本开支。国外已有以合同形式由电网公司付费给储能运营商以提供“负荷转移”服务的案例，但我国尚无成熟机制，不过南方电网等在研究以服务费方式购买独立储能出力以减轻网架压力。
定价机制方面，可能通过招标，由电网计算减载价值上限，储能提供削峰容量中标获取年费。此类收益稳定性相对稳定，但需要明确电网是付费主体，目前这一领域政策尚未明确，属于储能未来可能的重要盈利方向（尤其在特定区域，如高负荷城市的变电站扩容难题等）。
1.2用户侧储能（表后）主要收益模式
1.2.1峰谷价差套利
这是工商业用户侧储能最核心的收益来源。用户利用自有储能在谷段低价充电、峰段高价放电，直接降低用电电费开支。此类方式在实施分时电价的地区皆适用，尤其峰谷差大的工业省份，2023年用户侧储能新增装机激增，主要归功于这一套利驱动。
用户侧储能收益也就是电费节省金额，即（峰段电价-谷段电价）×放电电量 - 损耗成本。定价机制上，峰谷电价由各省制定，差值从几毛钱到1元以上不等，有些地区一天有多个时段电价，储能甚至可两充两放（如浙江峰谷+尖峰时段），若企业需缴基本电费（容量电费），还可通过削减最大需量获得需量费节省。
收益稳定性上，峰谷价差由政策确定，一般一年一调，但近年趋势是价差收窄，部分省为了抑制“套利型”储能过热，正调整分时电价结构，这给用户侧储能收益带来不确定性。不过，在工商业电价市场化深化的大背景下，峰谷差长期仍可能扩大以反映电力成本差异，因此套利模式中长期仍有空间。此外，由于用户侧储能收益直接体现在电费降低，现金流每月兑现，相对稳定，但需考虑电池寿命及运维成本对净收益的影响。
1.2.2需量管理（削峰减容）
工商业电力用户普遍需要缴纳“基本电费”（按最大需量或变压器容量计费），配置储能后，用户可在负荷高峰时段放电，降低最大需量记录，从而减少基本电费支出，因此需量电费较高的地区（华南、华东一些省）对此很看重。
定价机制上，需量电费标准各地不同，一般20-40元/千瓦每月。削峰后的新需量与原需量差乘以费率，即年节省=削减kW×费率×12个月。
收益稳定性方面，基本电费政策相对稳定，而且储能削峰只要调度妥当就能确保降低需量，无市场风险，因此这部分收益确定性强。在很多工商业储能项目收益测算中，需量管理贡献可占20~30%，不过也有地区开始探索将需量电费改革，若未来取消容量收费、完全靠尖峰电价体现，则需量管理收益可能隐含在峰谷套利中了。
1.2.3.需求侧响应（有偿削负荷）
用户侧储能可以作为负荷灵活性资源参与电网组织的有序用电或紧急调峰。当电网高峰紧张时，工商业用户通过储能供电减少从电网取电（即削减负荷），可获得补贴，这一模式在迎峰度夏期间较常见，多省发布需求响应奖励政策。2024年夏季，浙江等多地明确鼓励用户侧储能聚合参与响应，补贴标准不菲，如浙江温州对有效响应的工商业用户给予电量补贴补足至4元/kWh，宁波对顶峰响应的储能聚合商补贴1元/kWh。
定价机制上，一般由政府或电网出台补贴标准，按响应量（kWh）或削减负荷（kW）支付。不过部分地区也会采用竞价，如宁波有竞价机制，中标者0.5~2元/kWh不等。
收益稳定性方面，此类收益较低且随机，需求响应通常一年启动数次，在电力紧缺日实施，具有不确定性，但单次奖励高，作为额外收益十分可观，例如一次4元/kWh的补贴，对2MWh储能就是8000元收入。
总体看，需求响应可视为锦上添花的收益模式，不宜作为主要现金流预期，但随着虚拟电厂（VPP）平台的发展，未来聚合众多用户侧储能提供调峰容量，有望形成更常态化的商业模式。
1.2.4提升供电可靠性（备用电源价值）
一些重要用户（如数据中心、半导体厂等）安装储能作为后备电源或提高电能质量，这种应用储能平时并不频繁出力，但在停电时避免损失，其价值难以直接货币化。
1.2.5光储自发自用提效
对于自备光伏或风电的工商业用户，通过配套储能可以存储白天富余的可再生电力，提升清洁电力自用率，节省买电支出，或在没有补贴情况下减少弃光。
国家能源局数据显示不少园区光储项目因峰谷套利和自发自用率提升实现不错收益，相当于用储能将原本上网卖的电（低价）转为自用（等于节省了峰时市电价），因此收益=转移电量×（市电价 - 光伏上网价）。
目前很多地区工商业光伏上网电价仅0.1-0.2元/kWh，而购电价峰时可能0.8-1元/kWh，所以储能每kWh发挥作用可多创造0.6~0.8元价值。
因为企业自发自用能省多少电费基本可以计算，而且光伏出力相对可预期，不过局限是光伏出力和负荷不匹配的电量有限，储能利用率可能偏低（部分时间储能闲置）。总体看，光储结合可提高储能利用效率，但收益上主要还是体现为电费节省，随电价政策变化而变化。
1.3收益模式的成熟度与区域差异总结
从上述梳理可见，电网侧储能目前主要依赖两类收入：峰谷套利（电能量价差）和辅助服务（调频为主），而用户侧储能基本围绕降低电费（峰谷套利、需量管理）展开，附带一些补贴和隐性价值。
市场空间上，调峰套利和电费节省几乎在全国都有市场，但收益高低差异大；调频和容量补偿则在少数先进省份开展，前者技术和市场门槛高，后者政策性强。
定价机制方面，表前套利逐步从计划电价转向市场电价；辅助服务机制在不断完善如秒级调频、备用竞价等；容量电价开始由政府定价试点。
收益稳定性上，容量电价> 辅助服务 > 需求响应/补贴 > 峰谷套利，大致呈此阶梯。
许多业内人士指出，目前储能项目的市场化收益占比仍偏低，很多收益是政策驱动（如配储租赁费、补贴）。这导致收益模式存在单一且不稳定的问题。例如新能源配储项目很大程度上只能吃“租金”，一旦强制要求取消就失去收益来源。因此，实现多元化收益叠加被认为是提高储能电站盈利能力的关键。
1.4“收益叠加”模式的可行性分析
“收益叠加”是当前行业的热议话题，指的是让一座储能电站同时参与多种服务，从而获得多重收入。例如一个独立储能电站，白天服务光伏削峰（收容量租金），晚高峰参与调峰套利，平时待命提供调频辅助服务，以最大化利用率和收益。理论上，这是提高储能投资回报率的有效途径，然而在中国现有的市场和技术环境下，实现“叠加收益”面临诸多障碍：
1.4.1技术层面壁垒
储能在同时承担多种应用时，需要先进的能量管理策略和调度算法。不同服务对储能的工况要求不同：调频需要频繁充放，小幅度波动；调峰需要长时间深充深放；备用容量要求电量充足随时待命。这些使用模式可能互相冲突，电站难以兼顾。技术上需要更智能的调度系统（EMS）动态分配功率/能量，以满足不同市场的调用，部分厂商在开发“多元业务优化”算法，但目前仍在试验阶段。
1.4.2市场规则障碍
现行电力市场规则中，不同服务往往存在排他性条款。一些地区明确规定提供调频的储能不得再参与能量市场出清，频率调节等辅助服务通常要求储能预留一定容量随时响应，导致无法同时承诺给现货市场；容量租赁给新能源的储能，在履约期间必须保证可用容量，可能限制其自主充放。因此，由于缺乏统一协调机制，储能难以自由切换角色。
同时，各类市场运营时间尺度不同，现货（日内）、辅助服务（实时）、容量（月度/年度）如何协调也是难题，如果没有明确规则允许“一库多用”，储能运营商出于谨慎往往只能选择一种主要业务。
1.4.3利益分配与计量问题
即便技术和规则允许，收益叠加还需解决收益归属和计量的问题。例如一电站同时为多个新能源场站提供容量租赁服务，又参与调频，那么当它放电时，究竟算履行了谁的服务？如果因为参与市场导致没能按合同提供容量，会否引发违约纠纷？这些都需要配套的计量和结算机制。目前多数地区还没有针对共享储能、多主体服务的细则，少数地方（如陕西、青海）开始探索共享储能参与市场的规则设计，但尚未完全落地。
尽管困难重重，但国内已出现一些尝试收益叠加的案例。例如山东某100MW/200MWh共享储能电站，容量100MW中有80MW租给新能源项目以获取租金，其余20MW参与现货调峰，同时整个电站还参与电网调频辅助服务。运营结果表明该电站三项收入都有贡献，实现了项目财务平衡甚至略有盈余；再如华能在山东的储能项目，媒体报道其56%的收入来自新能源场站支付的租赁费，剩余部分通过市场交易获得。这说明收益叠加模式在政策先行地区已初步显现价值。
不过也要看到，这些成功案例往往是在单一业主/协调人控制下，通过内部优化实现的，并非完全市场化的多方交易，一旦涉及跨主体协作，目前仍缺乏明确规则。例如一些地方推进“新能源+独立储能合作”，鼓励新能源企业与储能企业签订合同共享收益，但由于没有行业标准合同范本和信用担保机制，落地较少。
笔者认为，要真正实现储能收益叠加，需要市场设计和技术支持双管齐下：
市场方面，首先应明确储能的独立市场主体身份，允许其同时注册多个类型的交易（例如既注册辅助服务提供商又注册能源交易商），并建立冲突优先级规则（比如紧急情况下调频优先于能量市场）。
其次，引入聚合商/VPP模式，由虚拟电厂运营商聚合同一储能资源的多种服务，统一对外报价、结算，这样可以内部解决协调和利益分配。
技术方面，需要研发更智能的EMS和调度控制，使储能资源能动态在不同服务间切换，并准确预估剩余可用容量。同时，标准的计量和监控装置需升级，以分别统计储能为不同用途出力的电量等，作为结算依据。
一旦这些条件成熟，储能运营商将能够像“刀尖起舞”般在多个市场中捕捉收益，使得储能经济性大幅改善。
总之，“收益叠加”在中国目前尚处于探索起步阶段，其落地的可行性取决于市场机制的完善程度。现阶段大多数储能项目仍以单一主营业务获取收益，但可以预见，随着独立储能身份确立、容量电价机制铺开和虚拟电厂的发展，储能同时服务多个用途将成为可能，一旦突破瓶颈，收益叠加有望将储能电站的年化收益提高50%以上，从而真正实现摆脱补贴、独立盈利。
第二部分：关键挑战与深层矛盾
尽管中国储能产业规模高速增长，但在经济性和发展模式上仍存在诸多挑战和矛盾，这些问题如不及时解决，可能影响储能产业的健康长期发展。
2.1“低价中标”与长期主义的冲突
过去两年储能招投标市场异常火爆，但也出现了恶性价格战苗头。尤其是2023年以来，大型储能系统集采和EPC总包项目报价屡创新低，多次出现低于成本价的中标案例。据统计，2023年年初2小时储能系统中标均价约1.1元/Wh，而到2023年底已降至0.79元/Wh，全年降幅达48%。2024年这一趋势延续，截至年底2小时系统均价进一步降至0.63元/Wh。部分大型项目甚至报出了0.398元/Wh的超低价，跌破业内此前认为0.5元的“成本线”。这一系列“价格跳水”使储能行业陷入前所未有的微利甚至亏损局面。
储能价格战的直接原因是产业链供需变化和竞争加剧。一方面，上游电池产能大扩张且锂价暴跌，电池企业为清库存以低价抢单。据报道，不少电池厂宁愿亏本也要保持出货，以维持产线运转和市场份额。另一方面，中游系统集成商数量激增。众多玩家为拿项目不惜薄利，中小集成商更以超低报价换订单。再者，新能源强制配储背景下，储能成了新能源开发商眼中的“负担”，他们自然希望压低储能建设成本，从而在上游招标时拼命压价。多重因素叠加，导致储能行业陷入“用利润换规模”的怪圈。
短期看，“低价中标”使储能项目初始投资降低，有利于提升表面IRR，然而这是一种透支未来的做法，潜藏多方面隐患：
1）项目质量和安全风险：为低价交付，不少集成商被迫采用廉价甚至不合格的部件，简配消防与热管理系统，或者降低系统冗余安全设计。这增大了储能电站发生故障和安全事故的概率。正如业内人士所言：“一些报价已经低到企业无法赚钱，只能通过牺牲质量来控制成本”，这为未来的事故埋下隐患。
2）运营性能下降：低价设备可能意味着效率、寿命打折扣。例如劣质电芯循环寿命短、PCS转换效率低，最终导致实际收益不达预期，项目长期收益恶化。
3）产业创新受挫：长期的价格战压缩了企业的利润空间，削弱其研发投入能力。不少储能公司出现“增收不增利”，甚至亏损，高毛利反而集中在谨慎竞标、重视海外市场的头部企业，如果劣币驱逐良币，行业将缺乏创新驱动力。
4）服务能力减弱：储能是重运维的行业，需要长达十多年的服务，但低价中标者往往无力提供高质量的后续运维支持，项目全生命周期表现可能不佳。
针对价格战，各方已有所行动。光伏、风电行业发起了抵制不合理低价的倡议，储能行业同样在呼吁制定报价自律规范。
政府层面，可以通过评标机制调整，在招标中赋予技术方案、安全冗余、运维保障一定权重，而非仅看价格。一些央企新能源在招储能设备时已开始设置报价下限或参考成本价，防止恶性压价；长远看，储能产品需要明确成本底线：如行业协会可发布指导价，提醒企业不得低于合理成本投标；另一方面，储能企业也在寻求差异化竞争，通过提升产品性能、提供金融方案等增值服务来赢得客户，而非单纯拼价格。
总之，要走出低价竞争困境，需要全行业树立长期主义思维——宁可增长稍缓，也要夯实质量和利润，为后续技术迭代和安全运营留下空间。
2.2市场机制的不完善
储能被誉为电力市场的“游戏规则改变者”，但在我国，目前的市场体系尚未充分接纳储能，在电力现货、辅助服务、电网投资回收等关键机制上，储能面临“无处可盈利”的困境，主要在于以下几个方面：
1）电力现货市场加速推进但仍在落地阶段且覆盖面有限，部分地区储能无法通过市场价差获取足够收益。
2)国家规则已明确，省级落地尚在推进，但补偿水平差异大，储能很难公平参与交易。
3）储能市场主体定位法规已明确，但地方技术/代码发放进度不均。
更大的问题在于成本疏导机制滞后：“谁受益，谁付费”的原则尚未落地。储能带来的诸多系统性好处（调峰填谷、减少碳排、提升可靠性等），但无法对应到具体付费人，目前储能成本主要由投资者自身承担或新能源企业埋单，尚未建立社会化分摊机制。
国家虽然在指导意见中提出“探索将电网侧储能成本收益纳入输配电价回收”，但国家尚未统一标准，省级正分批试点。结果就是储能的系统价值没有统一规范定价，电网公司和终端用户虽从储能中受益（更稳定电网、更平滑电价），却没有直接付费，投资储能的一方收益低迷。可以说，市场机制不完善是目前储能盈利的最大瓶颈之一。
由于没有完善的市场和补偿机制，很多储能项目只能依赖行政命令或临时补贴生存，缺乏可持续商业模式。这导致两个后果：其一，独立储能投资动力不足，缺市场准入和盈利模式，社会资本不愿贸然投资独立储能电站，导致一些规划项目难落地，已投运项目经营困难“在硬撑”。其二，新能源配储矛盾突出。新能源企业被迫投入大量资本建设储能，但储能效用发挥不出来，成本又无法转嫁，挤压了新能源项目收益，甚至影响企业信用。
长远来看，如果储能市场机制问题不解决，行业发展可能陷入只靠政策而不可持续的境地，一旦补贴撤出、强制放松，储能投资将大幅下滑。
解决路径方面，应该完善市场机制，且需要监管部门和市场运营机构联手推进。关键举措包括：
1）加快电力市场建设：尽快完善全国统一电力市场建设，允许储能作为独立交易主体参与电能量市场竞价。
2）细化辅助服务规则：在新版电力辅助服务实施细则中，明确储能参与各种调节服务的技术要求和补偿标准，提高储能在调峰、调频、备用等市场中的可获得收益比例；加快开展地方化落地（考核时长、补偿基准、费用分摊等）。
3）督促各省按注册基本规则发放发电侧市场主体代码，并完善技术/考核标准：将储能电站视为特殊的“可调度电源”，给予其发电侧市场主体代码，让其可以像发电厂一样参与现货和辅助服务交易，同时无需承担常规机组的诸多限制。目前南方能监局等已开始行动，允许储能以独立单元参与广东现货，其他省可跟进。
4）建立容量电价和成本疏导：这是关键一步，可将储能的容量价值货币化，由电网或用户支付容量费用。例如设立专项基金，对独立储能按其有效容量每年支付固定费用（甘肃330元/kW年即类似尝试）。资金来源可以通过输配电价在全体用户平摊，每度电只增加极小费用，当更多省份跟进这一机制，储能的固定收益将有保障，商业模式会大为改善。
5）过渡期政策支持：在市场完全形成前，可考虑财政激励如投资补贴、税收减免，这些都会提升储能项目回报。
总而言之，要真正让储能“活”起来，必须让市场为储能的各种贡献付费，这是行业人士反复强调的焦点，随着近年来监管层意识到容量电价的重要性并开始试点，我们有理由相信这一瓶颈将逐步被打破。
2.3利用率与调度问题
大规模储能项目建成后实际调用不足、“晒太阳”现象突出，成为行业内广泛诟病的问题。一些新能源场站配建的储能系统长期闲置，每天仅有限几次动作，有的几乎不动作；部分独立储能电站由于调度缺乏协调，也未能充分发挥效用。有些省的新储能项目并网后，很少接到调度指令，等于晒在那儿，这不仅是一种资源浪费，也使得项目收益雪上加霜。
储能利用率低的背后，是电网调度逻辑、技术约束和利益博弈共同作用的结果：
2.3.1电网调度逻辑
长期以来我国电网的调度习惯是围绕传统电源和负荷调整，新型储能作为新兴事物，一些调度部门对其使用尚不熟悉或积极性不高。调度最核心的职责是保安全，储能调度需要新的算法和观念。当没有迫切需要时，调度往往倾向于少调或不调储能，以免增加复杂性，这导致储能处于“被动等待”状态。另外，部分新能源配储由于未与电网调度形成良好互动，调度并不会主动调用这些储能—换句话说，调度没有调整思路来让这些储能融入日常运行。
2.3.2技术及协议约束
很多配储储能最初设计目的是满足项目自身考核，如缓解场站出力波动，而非频繁进出电网市场。因此它们可能没有配备先进的自动控制接口与电网AGC/AVC系统对接。国家能源局近期下发通知要求所有调管范围内储能必须接入AGC/AVC系统，具备自动功率调节能力，就是为了解决之前储能“不听指挥”或“不会指挥”的问题。
同时，一些老项目未与调度签订调度协议，也使调度难以随意调动民营储能资产。技术限制还包括部分储能功率控制系统（PCS）无法实现细腻的输出控制、多重指令切换滞后等，这些都会降低调度使用意愿。
2.3.3利益博弈
储能调用不足背后也有利益关系。如对于新能源配储，储能由发电企业投资维护，但收益主要体现在系统层面（缓解弃风弃光）。若电网频繁调度储能而没有补偿，发电企业缺乏积极性，有时甚至不配合调用（比如以检修等理由婉拒调度指令）。
反过来，电网若调用储能，需要支付费用或补偿，但目前机制不清晰，不调用反而省事省钱。在独立储能方面，如果电网公司自己没有投资而社会资本建了储能站，电网调度可能更倾向于使用自有调峰手段（火电）而不愿支付给储能。当然这不是明面上的，但潜在的调度优先顺序里，储能没有被放在应有的位置。
因此，利用率低直接导致储能投资的经济账更加难算。设备吃灰，项目更难收回成本。一些新能源企业抱怨“配了储能完全没发挥作用，还要自己维护”，对政策怨言加重，可能影响后续投资信心。大量储能资产闲置也是资源浪费，没有发挥平抑峰谷、减少弃风光的作用，电力系统调节能力并未真正提高，这甚至引发社会质疑储能建设的必要性，削弱政策支持力度。所以，调用不足的问题如果不解决，可能带来产业信心和政策支持的双重动摇。
针对这一矛盾，国家能源局已于2024年出台专门文件，优化储能并网调度。主要措施包括：
1）明确储能调度原则：要求各调度机构制定科学的储能调度运行方式，将储能纳入日调度计划，并优先调用试点示范项目以积累经验。
2）技术改造：要求存量储能通过技术改造具备接受调度指令能力，接入调度自动化系统，未来不具备这一能力的新储能将不予并网或不纳入调度。
3）联合调用模式：鼓励发展新能源+储能、用户侧储能聚合等联合调用，探索调度一条指令协调多个储能单元联合响应。这样既提高整体效率，也能让单个储能负担减轻。
4）考核与激励：将储能调用效果纳入新能源消纳考核，建立调度对储能响应的评价机制；对于积极响应调度的储能运营商给予经济补偿（如辅助服务收益或补贴），这可以调动各方积极性。
5）取消不必要的限制：一些地区开始取消新能源配储必须“一充一放”的死板要求，允许更灵活的调度策略，不再限制储能日充放次数，这让储能更好地根据系统需要工作。
因此，解决“晒太阳”问题的核心在于理顺调度驱动与利益分配，让储能从被动转为主动融入电网运行，只要真正做到“物尽其用”，储能经济性也会水涨船高。
第三部分：未来展望
面对上述挑战，中国储能产业也孕育着新的机遇和突破口，通过把握这些趋势，产业各方可以提前布局，迎接储能发展的下一个阶段。
3.1技术演进趋势
3.1.1新型电池技术
新化学体系的商业化将有望改写储能成本曲线,其中备受关注的是钠离子电池。钠电池材料成本低廉、资源丰富，理论上成本可比锂电池降低30%以上，被视为大规模储能的理想选择。我国在钠电池领域全球领先，钠电池能量密度约为锂电的2/3，但低温性能更佳、成本更低。
近年来钠电池进入小规模商业化，主要在用户侧和工商业储能应用，因为这类场景对能量密度要求没那么高而对成本敏感。到2030年，若钠电池量产顺利，其成本可能降至锂电池的一半左右，每Wh低于0.2元，则储能系统成本有望跌破0.4元/Wh，届时即便较低电价差也可实现经济运行。
固态电池也是热点之一，全固态电池由于使用固态电解质，可大幅提升安全性和能量密度，然而目前全固态技术还处于攻关阶段，成本高昂，短期不大会在大型储能上普及。比较现实的是半固态电池（凝胶/固液混合电解质）先落地，一些厂商宣称已打造出循环寿命更长、无热失控风险的半固态电池储能柜，如果这类产品成熟，将有效解决当前锂电池安全隐患，减少配套消防成本。
不过真正颠覆性的也许还在于新材料体系，如锂空气电池、锂硫电池等超高能量密度技术，但这些更适合移动应用，对储能产业而言更关键的是成本/寿命而非体积。
3.1.2长时储能技术突破
除电化学电池外，其他长时储能技术的发展也值得关注。液流电池近年来在政策支持下加速发展，特别是钒液流电池技术趋于成熟，据预测2030年全球液流电池累计装机可达41.3GWh，其中钒液流25GWh。中国在大连建成了200MW/800MWh液流储能电站示范，证明了液流在4小时以上储能的可行性。
其缺点是初始成本高和能量密度低，但优点是循环寿命几乎无限、放电时长可灵活扩展。随着钒电解液回收和再利用体系完善，以及规模效应，液流电池成本有望逐年下降，到2030年如果降到1元/Wh以下，它将在调峰容量市场占据一席之地。
另外压缩空气储能在国内也有突破，CAES单次可放电数十小时，适合电网长周期调节需求，它的成本主要在设备和建造上，目前LCOE仍较高，但批量后会降低。
氢储能则更为长远（将电转为氢再转电），目前效率和成本都不理想，更多作为能源体系耦合手段而非电力日常储能。
总的来说，接下来将是多种新型储能技术百花齐放的阶段，各技术争相实现工程化应用。可以预见，钠离子电池大概率会尽快商业化站上舞台，成为低成本中短时储能的主力补充；液流电池等在长时储能领域找到用武之地，用于8小时以上的谷蓄峰。技术演进最终会延伸储能的应用边界，届时解决方案将更丰富，储能参与市场的手段也更多元化。
3.2商业模式创新方向
3.2.1虚拟电厂（VPP）
虚拟电厂被认为是储能商业模式创新的关键载体。VPP通过聚合分散的储能、电动车、可控负荷等资源，统一参与电力市场和辅助服务，从而规模化获取收益。
一方面，VPP可以把成百上千户用户侧储能的碎片化调节能力打包出售，提高议价能力；另一方面，VPP运营商可以根据市场情况优化资源使用，例如让一部分储能提供调频，另一部分做峰谷套利，实现内部收益叠加。
目前我国VPP试点正在快速推进，笔者预测未来2-3年内，随着市场机制完善，虚拟电厂有望实现商业化运营，为储能企业和用户提供“代运营”服务，帮助他们最大化利用设备挣钱。
VPP也可能催生新的盈利模式，如聚合商与用户按收益分成，从而使一些原本不具备电力市场交易能力的用户侧储能可以分享更多收益，这对降低用户侧储能投资风险、推动更多社会资本进入储能运营领域将起到重要作用。
3.2.2共享储能与容量租赁
共享储能指由独立第三方建设储能电站，为多个新能源发电项目或用电企业提供按需租赁储能服务，这种模式在2023-2024年开始兴起，全国已有多地出台政策鼓励共享储能。
共享储能的魅力在于：发电企业无需自建储能，支付租金即可满足政策，降低单个项目投入；储能投资方则通过服务多个主体，获取多重收入（租金+市场交易）。
当然，实现共享储能也需政策配合，如明确共享储能算作配储的一部分并认可其等效出力。2024年，不少省在新能源项目招标文件中就允许“配置共享储能”作为评分项，容量可以异地但需可调用。这一模式将来可能延伸到用户侧——工业园区建公共储能，企业按需使用付费。
共享储能有望成为储能投融资的一个新赛道，更易吸引社会资本，因为它的收益来源更加稳定（类似收取容量租赁费），随着容量租赁市场规模扩大，或许会出现专门的储能容量交易平台，标准化容量合同像物业租赁一样流转。
3.2.3电网侧创新应用
电网企业也在摸索储能的新商业模式。一种是输配电替代投资：电网公司自建或租用储能来替代传统电网扩容。例如广东深圳供电局部署了社区级储能以减轻配网高峰压力，据称这样比新建变电站更经济，若监管认可储能资产进入电网资产账本并按允许收益收取输配电价，这将为储能打开巨大市场。
另一种是“调峰摆渡”模式：电网利用谷时弃电给储能充电，在峰时供给当地负荷或送他处，从中赚取价差和避免弃电损失。青海在研究通过电网侧储能把白天光伏多余电存到晚高峰，这其实就是由电网当“电商”买卖电，中间载体是储能。如果这种模式制度化，储能将成为电网公司的赚钱工具而非成本负担。
还有黑启动、应急备份等服务，储能可以作为电网事故后的快速电源用于黑启动，提供一种商业应急服务模式（类似卖保险），这些目前仍属探索，但前景值得关注。
此外还有一些创新点如：结合碳交易的低碳属性变现（储能促进消纳可再生，多消纳1MWh可换取一定绿证/CCER收益，将来或可纳入碳市场激励）；和电动车融合形成车网互动（V2G）, 把成千上万电动车电池作为分布式储能加入调节市场；梯次电池储能也是一个方向，将淘汰的动力电池经过测试用于固定储能，可显著降低成本（目前有企业做数据中心后备电源等试验）。这些新颖模式都有可能在某些细分市场起作用，但其商业规模和规范性还需要时间检验。
总之，未来几年储能商业模式的关键词会是“聚合”、“共享”、“服务化”。储能将不再只是卖设备、建电站，而是提供电力灵活性服务，谁能更好地组合服务、管理资源，谁就能获得更高收益。中国储能企业也将逐步从卖产品向卖解决方案转型，探索“储能即服务”（Storage-as-a-Service）的新商业范式。这会使得储能盈利渠道更加丰富稳健，吸引更多资金投入并降低项目融资成本，实现良性循环。
【版权及使用须知】
公众号“介子九维”的所有原创内容，均保留完整版权
未经作者书面授权，禁止以任何形式在商业场景中转载或使用
本人提供的各类《指南》等文件中的分析、建议内容，不代表官方立场，仅作为企业申报参考性信息分析，供业内人士交流学习使用，本人不承担申报失败的任何风险