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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显示出爆发式增长态势。根据CNESA DataLink 全球储能数据库的不完全统计，截至2024年底，我国已投运新型储能装机规模达到78.3GW，首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年新型储能装机将继续快速增长，累计装机将超过100GW。

2024年，新型储能相关政策频发，推进行业化成长趋势明显，各地电力行业规则变化成为产业成长的核心关注。

一、现货行业

省级行业方面：继山西现货行业正式运行后，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。此外湖北、福建、浙江进入了连续结算试运行阶段。

区域行业方面：2024年10月，省间电力现货行业转入正式运行，成为全国统一电力行业建设的里程碑事件，标志着全国统一电力行业体系架构的初步建成。2024年11月，南方区域电力行业完成首次全月结算试运行，标志着全国首个区域电力行业在行业治理、行业机制、技术条件各方面均具备长周期结算运行条件。

表 1 电力现货行业进展情况

从申报机制看，行业初期阶段，多地允许储能自主选择“报量报价”或“报量不报价”的参与模式，随着行业成长的完善，逐步转入“报量报价”的方式。

从限价机制看，各地根据实际行业发电成本情况，设置了不同限价区间，目前蒙西出清价格上限最高，达到5元/kWh，甘肃出清价格上限最低，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。

从结算机制看，目前绝大多数省份采用节点电价方式，以15分钟为一个交易时段，形成96点出清价格。而安徽探索缩短实时行业出清周期，形成5分钟的节点电价，交易机制更灵活。

在现货行业建设全面加速下，2025年将实现全国现货行业全覆盖，但目前价格机制偏保守，峰谷价差还较低。从实际交易结果看，由于一次能源价格下降和新能源发电快速增长，行业交易均价显示下降趋势。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%的下降。在目前价差水平下，仅靠现货行业还不能满足储能收入要求。

图 1 现货分时价差对比情况，单位：元/MWh，%

表 2 要点省份储能参与现货行业规则

二、中长期行业

2024年，华中、浙江、冀北电网、安徽、云南、四川、重庆、河北南网、山西、湖南等区域更新了电力中长期交易相关规则。

在建立全国统一大行业的驱动下，为减少交易成本、实现行业融合成长，各省中长期行业在核心规则上逐步明确通过分时电量、分时价格等手段保证中长期与现货的高效衔接。

如山西明确对月度、旬中长期交易按逐个时段设置12个价格区间，对多月连续分时段交易、日滚动交易设置最低最高限价，最高、最低限价和逐时段最高、最低限价按分时基准价+上下浮动方式形成，分时基准价由省燃煤发电基准价乘以现货交易峰谷系数确定。此外，湖南中长期也有相似规则。

在此类规则下，储能通过中长期分时电量、分时价格机制可有效落实顶峰、调峰需求，也可超前锁定一部分收益，未来也是要点关注的行业参与方向。

表 3 首要区域电力中长期交易分时划分情况

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地正式发布新版分时电价政策；湖南、广西、陕西、四川、青海等5个省份发布征求意见稿。

【变化趋势】

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，将午间的高峰时段调整为平段或谷段，有利于引导负荷填谷，协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条件，未来随着投资成本的进一步下降，两次充放省份数量将进一步增多。此外，午间低谷电价也促进了分布式光伏+储能的成长模式，通过能量时移提高计划整体收益水平。

调整浮动范围。2024年，9省扩大浮动比例测算范围，江苏浮动范围覆盖了所有电价组成部分，浙江、安徽、江西、河南、甘肃的浮动范围从交易上网电价扩大到输配电价，湖北扩大到上网线损。浮动比例的扩大具有价差拉动作用，但也要结合代购电平均价格水平确定。

制定季节性电价。大多数省份夏或冬季执行“尖-峰-平-谷”时段划分机制，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个地区执行重大节假日深谷电价，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个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.68元/kWh，同比-6.1%。对经济性保守测算下，按0.6元/kWh为收益边界，21个地区满足价差要求。

图 2 2024年电网代购电平均价差（元/kWh）

三、行业总结

2024年，我国电力体制革新步入第九年，在现货行业、中长期行业稳步推进下，多元竞赛的行业格局逐步显现，通过行业化的资产配置，电力商品属性更加凸显。总体来看，现货行业目前还处于起步阶段，正式运行和连续结算运行区域还较少，通过典型区域交易结果显示，仅靠现货价差储能还难以实现收入；中长期行业目前已经形成了覆盖省间省内、多时间尺度、多交易品种的全行业结构体系，逐步改善的分时段交易机制，为储能提供收入机会；分时电价机制在时段划分和浮动比例调整的变化下，储能参与方式愈加灵活，也提高了客戶侧收入能力。

2025年，电力体制革新按下加速键，2月9日，国家成长革新委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价行业化革新促进新能源高质量成长的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），该文件推进风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市�。源⒛苄幸狄步洗笥跋�：

一是强制配储取消，储能商业模式迎来“行业化”考验，配建储能将从强制要求转向由行业驱动的投资建设。容量租赁收益将逐步消失，独立储能的收益将首要来自电力市�。�

二是放宽行业限价，这或将进一步拉大峰谷价差，有利于储能电站在电能量行业中的价差套利，但真实反映电力供需关系的行业价格机制还需要进一步推进建设；

三是加速技术及产业改善，行业竞赛从依赖政策转向依靠技术、成本和服务等核心竞赛力，具有技术优势和交易优势的凯发AG旗舰厅将脱颖而出。

可见，未来储能凯发AG旗舰厅成长需要及时展开投资能力、交易能力、生产能力的综合改进。

面对未来成长的更高要求，电站投资前：

一是需要重构投资测算模型，并对行业的供需情况、调节资产规模进行全面精细了解，研究价格走势，选择合适的省区、节点。

二是加强交易队伍预测能力，提高电价预测精度高，实现实时改善交易策略。

三是加强精细化经营，改进销售与生产的协调能力，确保计划投建后的及时发电。

四是加速加速技术变革，进一步降低电站成本，提高效率，改进产品竞赛力。