2025 年 9 月，国家发改委一则政策文件的发布，为储能行业注入了强劲的发展动力。9 月 2 日，《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》（下称《规则》）正式对外公开征求意见，不仅为我国电力市场构建了清晰的未来框架，更突破性地将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体纳入市场成员范畴，其中，独立储能的 “双重身份” 定位尤为引人注目，标志着储能行业从 “辅助角色” 正式跻身电力市场核心参与者行列，市场化盈利通道自此全面开启。

一、储能身份“扶正”，多元收入渠道落地

2025 年，“市场化交易” 成为我国电力行业发展的核心关键词。数据显示，今年上半年我国电力市场化交易电量规模已达 2.95 万亿千瓦时，占全社会用电总量的比重突破 60%；按照这一趋势，预计全年市场化交易电量将突破 6 万亿千瓦时，占全社会用电量的比例约为三分之二，相当于全国售电量的四分之三。

此前，随着“136 号文件” 的出台，“强制配储” 政策成为历史，储能产业面临的核心问题转变为 “如何在市场化交易中找准定位、实现收益最大化”。而《规则》的发布，从国家层面首次明确了独立储能的 “双重主体” 市场身份，为行业划定了全新的发展边界，推动储能产业进入全新发展阶段。

（一）独立储能获准参与中长期交易，收入稳定性大幅提升

中长期市场是我国电力交易市场的重要组成部分，其交易量占全社会用电量的70% 以上。此次《规则》允许独立储能参与中长期交易，意味着储能不再局限于容量租赁、调峰调频等辅助服务领域，而是获得了更稳定、更可持续的收入渠道。

同时，《规则》对新型经营主体进行了明确分类，将储能划分为“单一资源聚合单元”，虚拟电厂、负荷聚合商则归为 “资源聚合类” 经营主体，可作为多个聚合单元的运营方，整合各类资源 “打包” 参与电力市场化交易。在这一模式下，储能作为核心资产，应用场景与市场空间得到进一步拓展，迎来更广阔的发展舞台。

（二）充放电“双重身份” 切换，技术特性转化为商业价值

《规则》针对储能产业的技术特性，创新设计了“充放电双重身份” 机制，让储能能够根据实际运行状态灵活参与市场竞争，既提升了电力系统的调节能力，也为储能项目带来了合理收益。

具体来看，独立储能在不同运行阶段拥有不同身份：当从电网充电时，其结算身份为“电力用户”，需履行用电侧的责任与义务，包括提供银行账户缴纳电费、确保用电数据准确等；当向电网放电售电时，其身份切换为 “发电企业”，享有与传统发电企业同等的权利，如签订电力交易合同、查询电费账单，同时需配合电网完成计量装置调整等工作。

（三）交易规则与价格机制优化，保障市场有序竞争

在交易规则层面，《规则》明确电力中长期市场将按照统一标准，对市场注册、交易组织、结算等全流程进行规范化管理，并根据不同经营主体的特性，对储能等产业实施分类管理，确保交易流程的公平与高效。

价格机制方面，《规则》重申了“电力市场化定价” 的核心原则：除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的交易价格由经营主体通过市场化方式自主形成，第三方不得干预。同时，为防范市场操纵与恶性竞争，政策赋予政府价格主管部门 “设置申报价格上下限” 的权限 —— 既通过价格信号引导储能资源合理配置，又保障了市场竞争的健康有序。

二、储能充放电“新账本” 清晰化，四川率先出台结算细则

在独立储能的收益模式中，“充放电峰谷套利” 一直是市场关注的焦点。对此，《规则》针对分时电价作出重要调整：对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平与时段，而是由中长期分时段交易自主形成分时电价；同时提出 “逐步推动月度、月内等短周期电力中长期交易与现货交易限价贴近” 的目标，进一步提升价格机制的灵活性。

为让储能充放电费用计算更清晰，9 月 4 日，《四川电力市场结算细则（征求意见稿）》（下称《四川细则》）正式发布，对独立储能充放电的结算方式作出明确规定，为全国范围内的细则落地提供了 “地方样本”。

（一）充电费用：三部分构成，结算周期分两类

根据《四川细则》，独立储能作为批发用户时，充电电能量电费由“实时市场电能量电费”“中长期差价合约电能量电费”“调平电费” 三部分组成。

实时市场电能量电费：按15 分钟电价系统结算。例如，某独立储能项目 15 分钟内充电 10MW，实时电价为 0.2 元 /kWh，那么该 15 分钟的充电费用为 20000 元。需注意的是，2025 年若独立储能为 “零售用户” 身份，充电时段暂按 1 小时结算；若为 “批发用户” 身份，则统一按 15 分钟结算。

中长期差价合约电能量电费：结算时实行“价差互补” 原则 —— 若充电合约价高于实时电价，储能项目在购电时可节省电费成本；若合约价低于实时电价，则需支付额外费用弥补差价。

调平电费：用于平衡每月实际充电量与清分电量的差值，结算价格按“实时市场月度加权均价”（即全月每 15 分钟电价的平均值）计算。例如，某月独立储能实际充电量高于清分电量，调平电量为 2000 度，月度加权均价为 0.3 元 / 度，可获得 600 元补贴；若实际充电量低于清分电量，则需扣除相应差额电费。

（二）放电收益：结构与充电对应，调试期享固定收益

与充电费用类似，独立储能放电电能量电费同样由“实时市场电能量电费”“中长期差价合约电能量电费”“调平电费” 三部分构成，计算公式为：放电放电实时放电中长期合约放电调平储能（其中，放电为独立储能放电结算单元的电能量电费，放电实时为实时市场电能量电费，放电中长期合约为中长期差价合约电能量电费，放电调平储能为调平电费）。

值得注意的是，对于处于调试运行期的独立储能项目，其放电收益结算方式更为特殊：放电调试电量按照政府规定的调试价格计算，无需参照实时电价，计算公式为放电放电调试调试（放电调试为放电调试电量，调试为调试价格）。这一规定为调试期的储能项目提供了固定收益保障，降低了项目前期的收益不确定性。

三、结语：储能行业迎来转型关键期，市场化能力成核心竞争力

《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》的发布，不仅为储能赋予了合法的“双重身份”，更标志着我国电力市场机制正朝着更灵活、更包容、更依赖市场主体自主调节的方向演进。如今的独立储能，已不再是电网的 “辅助工具”，而是成为参与电力平衡、影响电价形成、调节系统运行的关键力量。

展望未来，随着电力现货市场建设的持续推进，以及中长期市场与现货市场衔接机制的不断完善，储能的价值实现方式将更加多元。除了充放电峰谷套利，容量补偿、辅助服务等收益模式将共同构成储能项目的盈利支柱；同时，虚拟电厂、负荷聚合商等新型商业模式将快速发展，通过聚合分布式储能资源，进一步提升储能在电力市场中的议价能力与规模效益。

不过，市场机制的成熟也对储能项目提出了更高要求。精准的电力供需预测能力、灵活的交易策略制定水平、对市场规则的深度理解，将成为决定储能项目经济性的核心因素。这意味着，储能行业必须加速从“重装机量” 向 “重运营” 转型，从 “依赖政策扶持” 转向 “主动拥抱市场”。

目前，四川、西北等地已率先出台本地化结算细则，为国家层面政策的落地提供了宝贵的实践经验。可以预见，未来各地将结合自身资源禀赋与市场特点，推出更多差异化规则，进一步激发储能在不同应用场景下的价值潜力。对于储能企业而言，把握政策机遇、提升市场化运营能力，将成为在行业新周期中占据优势地位的关键。