数字储能网讯：随着“双碳”目标的深入推进和电力市场化改革的加速，中国储能市场正告别早期政策驱动的野蛮生长，步入以价值驱动、盈利为核心的新阶段。以国家发改委、能源局发布的“136号文”为标志，国内储能市场的现货价差与辅助服务空间被显著打开，为行业盈利模式带来了深刻变革。

一、盈利解码——三大主流模式下的收益率版图

国内各省份电力市场化改革进度和政策机制的差异，催生了多样化的储能盈利模式和显著的收益率分化，高收益路径已清晰可见。

1. 模式一（高收益标杆）：山西“现货+调频”模式

山西省作为电力市场改革的先行者，其储能盈利模式的演进堪称典范。在136号文的催化下，现货价差被有效打开，2023年时已能提供约0.2-0.3元/度的套利空间。然而，真正的质变发生在2025年3月，山西全面开放一次与二次调频服务，为储能电站开启了第二个高价值的收入引擎。

投运电站的实际运营数据显示，每月稳定的调频服务收入叠加现货价差，折算到每度电的综合充放收益已跃升至0.4-0.5元。这一收益水平直接将项目的内部收益率（IRR）推高至15%-20%的可观区间。

更值得注意的是，对于那些系统响应快、控制策略优、调频表现突出的电站，其度电收益甚至可达0.65元，对应的项目收益率轻松突破20%。这表明，山西市场已进入一个不仅看“身份”（是否并网），更看“能力”（运营水平）的精细化盈利阶段。

值得注意的是，现货套利与调频服务并非可以无条件兼得。在山西的规则下，电站可以按“分容量”模式，一部分容量参与一次调频，一部分参与现货交易。但若选择申报收益更高的二次调频，则电站次日将无法主动参与现货交易，只能被动接受电网调用，收益的自主性与策略性面临考验。

2. 模式二（补偿机制驱动）：内蒙古“容量补偿”模式

内蒙古的储能市场则以其独特的、高确定性的补偿机制脱颖而出，被专家视为当前国内储能收益率的“天花板”。其盈利模式的核心是0.35元/度的一次充放容量补偿机制。这相当于为储能的每一次完整吞吐提供了“保底”收入，极大地降低了投资风险。

在此基础上，叠加2025年上半年平均约0.4元/度的电价差，形成了一套稳固的“保底+浮动”收益组合。经过测算，该模式下的储能项目，其全生命周期资本金回报率竟能超过50%。这种直接且稳定的补偿机制，为重资产的储能投资提供了无与伦比的吸引力。

3. 模式三（多元组合探索）：宁夏/南网等新兴现货市场

相较于山西和内蒙的成熟模式，宁夏、南网等地区正处于盈利模式的探索与完善阶段，展现出巨大的增长潜力。

作为刚进入现货连续试运行阶段的市场，宁夏的现货价差约为0.3元/度。其收益模式更为多元化，是“现货价差 + 调峰补贴 + 辅助服务 + 预期容量补偿”的组合拳。目前，综合收益率约在10%-12%，随着未来容量补偿等机制的落地，盈利空间有望进一步打开。

南网区域的储能电站虽较少，但其市场潜力不容小觑。根据特斯拉与南网的联合模型测算，若按20年不换电芯的理想状态考虑，仅依靠现货价差，资本金收益率便可达到15%-16%。区域内部也存在差异，例如经济发达的广东省，其储能项目收益更侧重于附加值高的调频服务。

二、价格博弈

国内储能系统中标价的巨大浮动，不仅反映了市场竞争的激烈，更揭示了业主对产品质量、应用场景及全生命周期价值的不同考量。

1. 价格的两极分化：从0.39元到0.65元以上

高端定价（>0.65元/瓦时）：这类价格主要出现在大型自用项目中，例如内蒙古一个20吉瓦时的宏大规划，其单个项目规模通常为1吉瓦时至4吉瓦时，远超常规集采的几百兆瓦时。这类业主（通常是大型国央企或最终用户）的核心诉求是“风险规避”和“长期主义”。支付高价是为了确保电站全生命周期的健康、高效运行，从而稳定获取补贴、保障投资回报。这是一种为长期可靠性支付的“质量溢价”。

主流定价（0.45元/瓦时）：这是国内集采招标中，如5兆瓦时储能系统等标准化项目的普遍成交价格。它代表了市场在当前技术水平、成本结构和竞争格局下的均衡点，是大多数项目方在性能与成本之间取得的平衡。

底线价格（~0.39元/瓦时）：上月由中天报出的国内4小时储能系统最低中标价，是行业“内卷”的极致体现。在电芯等上游成本普遍上涨的背景下，此价格已严重挤压利润空间。市场普遍认为，低于0.45元/瓦时的报价在保障质量和长期服务方面存在巨大挑战。

2. 价格背后的逻辑：质量与应用场景决定价值

价格差异的本质，是业主对项目价值核心的不同理解。愿意支付高价的业主，购买的不仅仅是硬件设备，更是一整套的长期价值承诺，包括：更长的质保期限、更高的全生命周期容量保持率、更可靠的系统性能以满足高频次调频等严苛应用场景。这些要素直接关系到项目20年生命周期内的总发电量和总收益。

反之，极低的中标价可能意味着在电芯循环寿命、系统集成质量、售后服务响应等方面做出妥协。一个售价0.39元/瓦时的系统，其能否稳定运行10年、15年甚至20年，需要打上一个巨大的问号。

国内储能行业真正的突破，在于通过技术进步拉长设备的有效生命周期，从而提升全生命周期的投资收益率，而非在初始采购成本上进行无底线的“价格探底”。这决定了行业是走向高质量、可持续的发展，还是陷入低质低价的恶性循环。

三、结论：中国储能市场的未来

中国储能市场正加速迈向成熟，盈利模式日益清晰，单纯依靠低价竞争的策略将难以为继。未来，能够深刻理解电力市场规则、掌握核心技术（如高良率电芯）、并具备强大供应链整合与商业模式创新能力的企业，将最终胜出。随着电力市场机制的进一步完善，以及技术和商业模式的创新，中国储能市场将持续为具备核心竞争力的企业提供丰厚的“价值高地”。