从规模到系统：指引中国电池储能的下一阶段发展

中国电池储能行业正从政策驱动容量扩张转向市场驱动的系统整合。截至2025年底，中国储能装机容量已超过全球其他国家和地区总和，占全球一半以上份额。2016年，为解决风电限电问题，中国推行可再生能源配储政策，推动储能装机快速增长，使风电限电率从2016年的17%降至2022-2024年的5%以下。

行业正经历重大转变：2025年取消可再生能源配储政策，2026年将容量电价扩展至储能，标志着从行政命令转向市场信号。独立储能增长显著快于配储项目，其利用率从2022年的146次/年提升至2025年的299次/年，而配储项目仅为199次/年，存在100次/年的差距。

储能价值多元化：储能可平滑供需、减少可再生能源弃电、提供调频、调压等辅助服务。中国储能收入模式正从固定电价转向多元化市场机制，包括：

• 能源套利：受分时电价改革影响，固定电价模式逐渐被淘汰
• 独立储能市场参与：2022年正式允许参与电力市场，但仅靠套利盈利能力不足
• 容量租赁：配储政策下重要收入来源，但政策取消后需求大幅萎缩
• 辅助服务市场：2021年允许参与，2025年发布基本规则，可参与现货和辅助服务市场联合清退
• 容量电价机制：2026年扩展至独立储能，提供长期收入稳定性

未来发展方向：

• 提升配储项目利用率：政策需明确其系统角色，探索参与电力市场途径
• 多元化收入叠加：完善容量电价和现货/辅助服务市场联合清退机制
• 优化电价规则：调整系统运行电价对充电环节的影响，确保套利模式可行性
• 发展虚拟电厂：整合分布式储能资源，参与电力市场和需求响应

若配储项目利用率提升至独立储能水平，2025年可额外消纳9.5TWh可再生能源；若所有储能项目年利用率达到350次，可额外消纳23TWh可再生能源，相当于为新加坡供电5个月。中国储能行业正从单纯规模扩张转向价值实现，需政策支持多元化收入模式，确保其系统价值得到充分体现。