中国工业报记者  余娜

截至今年9月底，全国已建成投运储能装机规模达1.67亿千瓦，同比增长63%。按照规划，到2030年这一数字还要翻上一番，达到3亿千瓦。装机曲线一路陡峭向上，行业却弥漫着一股挥之不去的焦虑：储能电站建得越来越多，能算得过账的却屈指可数。

北京清能互联科技有限公司战略咨询经理肖禹在第24期电力低碳保供研讨会上给出的一组测算，或许能解释这种割裂从何而来。他通过市场出清模型测算多节点算例发现，储能在提升可再生能源消纳、降低弃电与碳成本方面的系统价值合计11.31万元，自身通过价差套利获得的收益仅0.62万元，覆盖比例约5.5%；在提高供需充裕度与可靠性方面，储能降低缺供损失和缓解容量扩建的价值合计约5958.31万元，而净收益仅8.45万元，覆盖比例低至0.41%。

“近年来，随着新能源装机规模持续增长，储能在电力系统中的作用也在发生变化。储能正在由过去主要服务于新能源配套，逐步转向更加独立地参加电力系统运行和电力市场。与此同时，容量电价辅助服务等相关机制也在不断完善。如何更加准确的认识储能的系统价值，并通过合理的市场机制将其体现出来，已成为亟须回答的重要问题。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向中国工业报记者表示。

系统需要储能，市场却不给储能付钱。这道裂痕，正在成为横亘在储能规模化道路上最坚硬的一堵墙。

从“配套”到“枢纽”，储能角色变了

要理解价格为何偏离价值，得先看清储能近几年经历了怎样的身份跃迁。

“新型电力系统对储能的需求已经超出简单的削峰填谷。”中国可再生能源学会储能专委会秘书长李建林分析。新能源出力与负荷存在时序错配，系统惯量持续下降，配电网面临电压和反向潮流问题，这些挑战需要储能在毫秒级到季节级的多个时间尺度上同时提供支撑。储能不再只是新能源电站旁边的一块“备用电池”，而是逐步成为电力系统运转的关键节点。

角色变了，技术路线也随之分化。李建林分析，电化学储能在短时和中时场景中优势明显，锂电池仍是“十五五”期间的主力；液流电池功率与容量解耦，适合4-6小时的中长时调节；压缩空气和抽水蓄能指向更大规模、更长时长的应用；飞轮与超级电容则在高频次、快速响应的场合找到位置。氢储能和热储能则瞄准了跨日甚至跨季节的调节需求。“具体选择要结合响应速度和持续时长，必要时几种技术组合起来用。”李建林说。

这并非纸上谈兵，行业数据也印证着储能应用场景的快速外溢。从算电协同到零碳园区，从台区电压治理到绿电直连，储能正从电力系统的“边缘配套”走向“中心枢纽”。李建林判断，“十五五”期间，储能技术将完成从短时向长时、从单一向混合、从跟网向构网的跃迁。

被漏算、难量化，储能市场价格严重偏低

技术图景越广阔，商业现实的落差就越刺眼。

当前，电力系统向“新能源为主体”转型，储能已从“可选辅助设备”变为必须“必须系统性资源”，其在平抑新能源波动、保障电网安全，提升供电可靠性等方面的作用不可替代。

肖禹分析，尽管储能价值持续凸显，但行业普遍面临“投入高、回报低”困境，部分项目因收益无法覆盖成本被迫停滞，潜在投资者持观望态度，最终制约储能规模化应用与电力系统转型进程。

储能“市场价格”为何严重偏低？肖禹认为，有两方面的原因。

一是定价机制上，储能核心价值“被漏算、难量化”。现行电价体系仅聚焦储能的“电能价值”，对调频等辅助服务价值覆盖不全，且缺乏统一的价值量化模型，导致定价主观、收入不稳定，核心价值被漏算且难转化为市场价格。

二是投资回报上，储能面临“高成本+长周期+高风险”的困境。储能项目初始投资高，投资回收期（8-12年）远长于常规电力项目，叠加电力市场规则与相关补偿政策频繁调整的风险，企业收益预期不明，进一步抑制了市场价格的合理形成。“目前，储能并不具备直接从碳市场和绿证市场中获取收益的途径。”肖禹分析。市场收益上，一方面，收益覆盖范围有限，碳市场减排收益、绿证市场收益，主要面向新能源发电侧，尚未覆盖储能环节。另一方面，不同主体差异显著。新能源电站上，配置储能可实现“绿电增发”，间接获得增量绿证收益。独立储能电站上，当前没有明确的环境收益来源。

“市场机制存在短板。上述环境缺乏相应价格补偿，在价格量化环节未能体现。未来，若将弃能补偿与碳收益机制纳入储能回报，将进一步释放其低碳价值。”肖禹说。

行业层面的数据也佐证着这种窘迫。过去三年，储能系统关键设备价格下跌约八成，部分投标价长期低于行业平均生产成本。低价竞争与收益稀薄互为因果，将不少企业推入“越建越亏、越亏越卷”的循环。

容量电价：从“装了多少”转向“顶不顶得住”

在电能量市场价差有限、辅助服务市场盘子受限的情况下，容量补偿被寄予厚望。2026年，114号文首次将电网侧独立储能纳入容量电价体系，从制度层面为储能提供了一条保底收益通道。但容量价值怎么算，仍有大量模糊地带。

李建林用一个朴素的场景说明了问题的核心：同样的储能电站，在晚高峰只持续两小时的地区，和在晚高峰持续五六小时的地区，发挥的顶峰作用完全不同。“储能容量价值不能按你装了多少来看，而是系统最需要你的时候你能挺多少。”他表示，国家发展改革委已在发电侧容量电价通知中给出折算系数，即满功率放电时长除以全年最长净负荷高峰时刻，最高不超过1，山东、山西已有实践。在李建林看来，未来容量电价评价应逐步从装机规模导向转向贡献导向，“迎峰度夏、迎峰度冬时能挺住，才是真正的可靠容量”。

肖禹则从操作层面指出了另一个隐患。114号文对净负荷高峰持续时间的计算方式没有明确规定，各省在实际执行中将其作为调节补偿总盘子的参数，“有的省定6小时，有的省定8小时、10小时甚至更多，如果按照30小时定，储能的收益基本上就归零了”。肖禹建议，国家层面对净负荷时长作出更清晰的计算规范，同时让不同技术路线的可靠容量通过统一系数折算后同台竞价。

“如果按照114号文的补偿，我们希望国家政策对于净负荷时长做一个相对来讲比较明确的计算方式。应看到，容量电价具有过渡性质，远期方向仍是容量市场。”肖禹说。

多市场协同：一道尚未拆解的难题

即便容量机制逐步完善，储能同时面对电能量、辅助服务、容量等多个市场时的“左右互搏”，仍是绕不开的坎。

肖禹指出，储能同时参与电能量和调频市场时，由于储能无法调整现货策略以满足后续调频是短的SOC，存在中午调频调完之后，下午的调频可能就调不了，在广东已出现这种情况。他提出的方向是推动电能量与调频辅助服务同时出清，让储能能够根据后续时段需求提前调整荷电状态。但这一模式目前仅在广东进入调试阶段，全国推开尚需时日。

北京师范大学国家安全与应急管理学院教授朱磊则从另一个角度泼了一盆冷水。团队此前的测算发现，储能参与多个市场并不必然带来更高收益，部分情况下单一市场的收益反而更好。

“容量市场要求储能在高峰时段保持可用，但价差最大的时候恰恰是满功率放电的最佳时机。不同市场的规则相互约束，协同能否形成，取决于机制设计本身。对于长时储能，建议探讨跨区域参与电力系统的可能性。送端省份有长时调节需求，但现货价格上限低、调频市场不健全，缺少明确的成本承担者。”朱磊说。

可靠性：一切价值兑现的前提

无论容量认定如何优化、市场如何协同，最终的落点都在调度。储能承诺的能力，调度是否敢用、能用，才是价值兑现的最后一公里。

自然资源保护协会清洁电力项目副主任黄辉的提醒切中要害：“储能非计划停运率偏高、出力兑现稳定性与火电等传统电源仍有差距；随着新能源渗透率快速攀升，调度运行环境日趋复杂，储能实际运行能力与承诺水平是否一致、调度指令下达后能否真正被系统有效利用，这一问题至关重要。储能自身必须持续提升可调、可控、可靠的支撑能力。”

黄辉同时建议，应按系统差异化需求细化规划，科学制定不同类型储能建设规模，避免出现过去部分省份火储联合调频“一窝蜂”上马、一度发生供过于求、项目经营困难的情况。此外，辅助服务市场需进一步细分品种，让电化学储能、飞轮储能在快速频率响应中发挥比较优势，避免与火电、压缩空气在调峰领域陷入同质化竞争。

林伯强则把问题拉回到了更宏观的层面。他认为，储能是未来五年能源转型中最关键的环节之一，“如果这个问题不能有效打通，新能源快速增长和清洁转型都将面临制约”。他倾向于优先发展电网侧储能，“可靠性和调度问题都与电网密切相关，跟电网结合得越紧，调用就越顺畅”。

储能行业眼下的困局，电站建得再多，若系统价值无法被计量、成本无法被疏导、收益无法被分配，账本就永远平不了。容量电价、多市场协同、调度认可，这三件事没有一件能单独解决“谁为储能买单”，但少了任何一件，买单的人都无从找到。装机数字可以一年翻番，规则的重构却需更长时间。围绕储能系统价值的计量方式、成本疏导路径与市场协同机制，记者将持续跟踪报道。