中国报告大厅网讯，全球能源转型加速背景下，储能电站作为电力系统灵活性调节的核心设施，正深度融入电力现货市场体系。当前，国内外电力市场呈现差异化发展路径，我国在政策推动与市场实践中积极探索储能电站的角色定位与商业模式，行业在快速发展中既展现出创新活力，也面临结构性挑战。

  一、国外电力现货市场格局中的储能电站发展特征

  《2025-2030年中国储能电站行业市场深度研究及发展前景投资可行性分析报告》指出，不同地区因能源结构与市场机制差异，形成了各具特色的电力现货市场模式，储能电站在其中的功能定位亦呈现多样性。

  欧盟以一体化市场建设为核心，通过法案推动 35 国纳入统一电力市场体系。2024 年电力市场改革法案聚焦电价与天然气脱钩，通过差价合约和购电协议稳定价格，加速可再生能源部署。数据显示，2024 年上半年欧盟一半发电量来自可再生能源，风能超越天然气成为第二大电力来源，储能电站在跨国调峰与频率调节中发挥关键作用。

  美国电力现货市场高度市场化，峰谷电价波动催生期货交易机制。纽约商业交易所早在 1996 年推出电力期货合约，区域输电组织(RTO)的发展推动储能电站参与多时段交易，通过峰谷套利与辅助服务获取收益，市场透明度与竞争力显著提升。

  英国则以高比例可再生能源为导向，储能电站收益来源超 10 种，涵盖调频服务市场与能量市场。其商业模式以效益叠加为特点，2008 年《气候变化法案》确立的长期减排目标，推动储能电站从配网侧转向系统级调节资源，支撑可再生能源消纳。

  二、我国储能电站参与电力现货市场的改革进程与实践

  我国电力现货市场处于深化改革关键期，储能电站的市场参与度随政策完善逐步提升。

  政策层面，2021 年明确独立储能电站的市场主体地位，此后《“十四五” 新型储能发展实施方案》《电力现货市场基本规则》等文件陆续出台，28 个省市发布储能参与中长期交易政策，6 省明确独立储能现货交易规则。2025 年初，上海市提出支持独立储能电站参与现货交易，标志着区域试点向全国推广迈进。

  市场实践中，2023 年我国新能源装机达 12.1 亿 kW，占总装机 39%，市场化交易电量占新能源发电量的 47.3%。新型储能累计装机 3139 万 kW/6687 万 kWh，平均时长 2.1 小时。广东、山西、山东等地率先开展现货交易试点，山东示范项目通过容量补偿机制盈利，山西大同储能电站以 “报量报价” 方式实现突破，广东 2024 年上半年新增 4 座独立储能参与交易。

  商业模式上，储能电站形成多元参与路径：独立主体直接参与现货交易，充放电分别视同购售电;与电源或用户联合交易，整合调峰资源;通过调频、备用等辅助服务获取收益;依托容量租赁模式，在交易平台开展专场协商。这些模式有效提升了新能源消纳能力，推动储能从研发示范向商业化过渡。

  三、储能电站行业面临的核心问题与优化路径

  储能电站行业前景分析指出，尽管发展势头强劲，储能电站仍面临场景创新不足、技术应用滞后与收益波动等挑战。大型煤电厂改建储能等重大场景尚处培育期，落地成本高且商业模式模糊;车网互动(V2G)因私有协议主导，居民参与度低，商业化支撑不足;电价波动与政策依赖导致收益不确定性，制约投资积极性。

  针对上述问题，行业需从四方面突破：一是完善政策框架，以 V2G 为切入点制定扶持计划，推动小区与公共场站示范项目建设;二是提升市场分析能力，强化气象预测与报价策略优化，增强储能电站对现货市场的适应性;三是加大技术研发，加快城市 V2G 充电站建设，通过 “有序充电” 等手段缓解电网冲击;四是引导需求侧资源聚合，通过虚拟电厂、建筑制冷等可控负载，优化用电曲线，提升系统调节效率。

  总结：2025 年储能电站行业正处于政策红利释放与市场机制磨合的关键阶段。国外经验表明，统一市场框架、多元收益机制与技术创新是储能规模化应用的核心支撑。我国需在借鉴国际模式的基础上，聚焦场景创新、技术突破与政策协同，构建以储能电站为枢纽的新型电力系统调节体系，为新能源高比例并网提供保障，推动 “双碳” 目标下电力市场的高效转型。