随着新能源装机占比持续攀升，如何通过电力市场机制科学量化储能的多维价值，已成为行业关注的焦点。2026年4月2日，作为“第十四届储能国际峰会暨展览会ESIE 2026”的核心论坛，“规模储能价值收益及碳排放评估国际研讨会”在北京首都国际会展中心成功举行。本次会议由中关村储能产业技术联盟和中国大唐集团技术经济研究院有限责任公司联合主办，下午场由联盟副秘书长唐亮主持。（上午场详见：碳市场正为储能打开全新价值空间）
会议依托国家重点研发计划“战略性科技创新合作”重点专项“规模储能价值收益及碳排放评估技术合作研究”项目（2024YFE0209100），汇聚了国内外顶尖专家、学者与行业领袖，共同探讨储能产业在碳市场与电力市场双重驱动下的未来路径。
国内痛点：价值贡献远超收益，各省政策进度不一
中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先提出，随着新能源全面入市，以及新能源装机占比的持续快速增长，单一电能量市场对于系统长期容量充裕性的保障与激励效果逐步降低，某种意义上，建立容量市场成为新型电力系统下的电力市场设计优选方案之一。他建议，未来应设计一套科学的市场机制，让储能、火电、新能源等按各自提供的可靠容量与调节容量公平竞争、获得收益，并遵循“拿了钱就得干活”的原则，在现货市场中必须交付。同时，调节容量（爬坡能力）和惯量支撑也将成为稀缺资源，需纳入市场考量。
江苏电力经研院能源发展研究所高级工程师田方媛表示，136号文实施后，江苏新型储能商业模式进入调整期，容量租赁等收益渠道有所收窄，现货市场价差收益尚未充分释放，容量补偿等机制仍需进一步完善，储能发展正处于由政策驱动向市场驱动转型的过渡阶段。她指出，尽管短期收益机制仍在完善，但从系统运行需求看，新能源消纳、晚高峰顶峰、短时爬坡等场景对储能的需求依然强烈，储能长期发展空间总体向好。面向未来，储能规划需重点回答规模与需求、时长与容量、技术与经济性、布局与收益“四个匹配”问题。田方媛认为，4小时及以上储能在支撑新能源持续内平衡、提升系统安全经济运行水平方面具有较好适配性，后续可重点关注零碳园区、智能微电网等新场景应用。
北京清能互联科技有限公司战略咨询经理肖禹表示，部分地区储能为电力系统创造的经济价值远超其当前可从市场获得的实际收益，存在显著的价值偏离。造成这一偏离的原因主要有以下几方面：一是市场交易品种较少，市场机制尚不完善；二是现货价格存在上下限约束；三是调频与现货"二选一"等规则压缩了收益空间;四是容量电价政策稳定性不足。对此，他呼吁量化分析电网侧储能需求，完善市场机制并丰富交易品种，推动储能逐步获得与其系统贡献相匹配的合理收益。
中关村储能产业技术联盟高级研究经理孙佳为表示，114号文后，系统运行费显著上涨，推高了储能充电成本。目前，已出台容量补偿机制的省份差异较大，各地政策落地进度不一，部分省份收益仍存不确定性。技术路线看，锂电仍具经济优势，但电芯价格上涨等原因也导致储能度电成本呈上升趋势。他表示，当前我国储能主要通过现货套利、辅助服务、容量补偿获取回报；中期来看，收益水平需与当地高峰负荷特性及放电时长挂钩；长期而言，随着储能装机规模增加、边际贡献下降，应借鉴英国容量市场、美国PJM经验，从固定容量补偿走向市场化容量拍卖。
国际经验：英国容量市场与澳洲现货套利
英国S-Curve 研究院/牛津大学/伦敦大学学院研究员Max Collett强调，容量市场对储能投资至关重要，可以提供长达15年的稳定收入合同，占储能总收益的10-20%，虽占比不高，却是项目获得融资的关键。在英国容量市场中，电池的de-rating因子（可靠容量折算系数）随储能装机增加呈现下降趋势，且长时储能评级更高。2024年新方法学实施后，8小时储能的de-rating因子已与燃气机组持平，意味着其被视为同等可靠的容量资源。展望未来，容量市场除了考虑容量充裕性外，还需结合响应时间、持续时长、位置、排放强度等多维价值。
Aurora Energy Research（澳大利亚）资深专家陈泽林介绍，澳大利亚国家电力市场（NEM）为单一电能量市场，仅设5分钟实时市场，价格波动大。储能项目通过现货套利、调频辅助及容量租赁等模式获得收益。以运行超8年的南澳Hornsdale储能电站为例，虽月度收益波动剧烈，但3年即收回成本。目前澳大利亚政府正推出“容量投资计划”（CIS），为项目提供收入托底保险，稳定投资预期，加速项目落地。未来，4小时储能将成为主力增长点，“光伏+储能”共址开发趋势明显，以应对高弃光率。需要注意的是，目前注册项目远超实际需求，大部分恐难落地，市场正从狂热走向理性。
圆桌共识：构建“容量+电能量+辅助服务”协同市场体系
在“储能在多元电力市场中的收益构成、价值量化与国际经验”圆桌对话环节，清华大学电机系副教授郭鸿业与五位专家展开深度研讨。多位专家达成共识：单一电能量市场无法充分体现储能价值，需构建“容量+电能量+辅助服务”等多元协同的市场体系。
中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先进一步指出：市场机制应让各类主体按贡献获得回报——容量市场回收固定成本，电能量市场回收变动成本，辅助服务解决灵活性需求。他表示，现货价差受参与竞争主体完整性、竞价方式、收益回收等诸多因素影响，储能以竞价优化方式参与市场出清而非固定边界，既有助于提升系统优化运行水平，一定程度上也有助于提高市场价格表征度。针对114号文后的各省投资，他强调应回归8760小时全年视角，结合本地净负荷特性动态评估储能的可靠容量折算系数，而非简单套用算法。未来需加强容量、电能、辅助服务三大市场的协同，以引导合理的规划与投资。
泰国SUPER ENERGY CORPORATION PLC公司总监Supa WAISAYARAT介绍了东南亚多元电网形态下储能的收益模式。 泰国电网侧储能主要为频率稳定，回本周期约7-12年；工商业“光伏+储能”主要靠电费节省，回本周期已缩至7年内，无需依赖政府补贴。岛屿微电网（如菲律宾、印尼、缅甸南部）因多雨多风暴，光伏年利用小时极低，储能无法根本解决缺电，仅能短暂支撑稳定。泰国中部已有光储项目投运，与中国供应商合作。越南因新能源弃电严重，政府正推动电网侧及用户侧储能，削峰填谷价值明显。各国负荷曲线、气候条件差异极大，储能价值实现必须“一国一策、一地一策”。
Aurora Energy Research（澳大利亚）资深专家陈泽林针对澳大利亚储能市场的收益构成与投资风险补充了两点重要信息。当前澳洲储能项目中，投资方与容量租赁方之间存在较大的价格分歧——投资方期望的租赁价格过高，而实际承租方难以接受。双方正在探索按比例租赁+ 超额市场收益分成的弹性合作模式，以弥合价格预期差距。未来为解决储能项目长达20-25年生命周期中后10-15年的收入不确定性，澳大利亚政府正研究成立中央电力服务机构（ESEM），以标准化合同形式收购储能项目后期容量，多年后再由该机构在市场上适时分段售出。
英国S-Curve 研究院/牛津大学/伦敦大学学院研究员Max Collett表示，技术竞争是英国容量市场的关键设计原则，吸引了储能项目积极参与。最近几年，储能项目在获得容量市场合同的新增发电项目中占比超过三分之一，反映了新型储能保障供电安全的能力。展望未来，预计电能量套利将成为储能资产的主要收入来源之一，而容量市场则提供稳定的“锚定”收入。对于投资者而言，在英国开发储能项目，必须获得容量市场合同，这是获取融资的先决条件。不过，容量市场是供电安全机制，而不是储能的专门支撑政策；容量市场的合同取决于当年的折算系数和拍卖出清价格。
香港理工大学助理研究员付强分享了储能的技术价值与安全风险。他表示储能具备有源与无源双重支撑能力，不仅参与有功平衡，还可提供无功支撑。但大规模集中式储能并网已暴露出新的安全风险，储能的价值实现必须以电网安全为前提。在全球实践中，构网型储能技术正快速发展，可在孤岛或弱网环境下提供自适应惯量、一次调频和黑启动服务，完全替代传统旋转备用机组。其价值不仅体现在有功平衡，更体现在对系统稳定性的综合贡献，但目前尚缺乏储能提供多样化支撑服务的成熟价值量化模型。随着国家从制度层面确立储能的容量价值，并打通容量电价、电能量交易与辅助服务三大收益渠道，储能在新型电力系统中的“价值枢纽”地位已然确立。未来，需进一步完善市场机制，将爬坡能力、惯量支撑、碳减排等多维价值纳入定价体系，同时借鉴国际经验，在区域电网特性与市场成熟度差异中寻找“一国一策、一省一策”的优化路径，最终推动储能从“被动配套”走向“主动盈利”，为全球能源转型提供可复制的中国方案。