全国统一电力市场年内落地，储能“有价可期”！

6月28日，交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的南方区域电力市场正式启动连续结算试运行。试运行当天，超过831家电厂和700多家用户参与交易，申报电量达22亿千瓦时，其中501家新能源场站参与报量报价。

据了解，南方区域电力市场是国内首个连续运行的区域电力市场，交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，注册主体数量超过22万个，包括煤电、核电、气电、新能源、水电等各类发电电源和售电公司、电力用户等主体。

目前，南方区域电力市场已成为全球规模最大的统一出清电力现货市场，预计日交易电量规模达38亿千瓦时，这一数字已超过英国、法国、德国用电量规模总和，不仅标志着全国首个多省区同台竞价的电力现货市场进入常态化运行，更被国际能源界称为“全球最大电力超市”正式营业。

01、市场建设：统一电力市场体系的重大突破

今年6月1日，国家发展改革委、国家能源局联合颁布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，设定明确时间表：2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。目前，这一战略正通过电力现货市场建设加速落地。

进入2025年以来，南方区域的实践走在改革前列。其现货市场日均交易规模超过38亿千瓦时，成为全球电量规模最大的统一出清电力市场。南方电力调度控制中心负责人指出，通过市场价格信号引导，电能随着交易开展流向需要的地方，打破了省间壁垒。

按照政策路线图，湖北、浙江、安徽、陕西等省份正加速推进现货市场建设。其中湖北将在6月底前、浙江在年底前转入正式运行，安徽和陕西则力争2026年6月底前实现。

电力市场专家认为，现货市场是全国统一电力市场的基石。省级电力现货市场全覆盖并不是区域/全国统一现货市场的前提条件，应集中关注区域现货市场建设。

随着全国统一电力市场体系在2025年初步建成，电力资源配置将实现效率最优化。国家发展改革委副主任李春临对此指出，要统筹发挥“中长期市场稳定预期、现货市场发现价格、辅助服务市场促进系统调节”的综合作用。

02、市场驱动：“电力超市”的关键转折

其实，电力市场与普通商品一样，分为批发市场和零售市场。用户在零售市场中自主选择售电公司，售电公司通过签约聚合了一定规模的用户电量，相当于把很多用户的需求“打包”在一起，形成一个大的购买量，然后去找发电企业买电。

多年以来，国内电力交易以省（区）为单位分割运行，各省电网独立调度、价格壁垒明显，发电企业与用户的选择范围都被限制在省内。在这种封闭模式下，西部清洁能源（如云南水电、青海风电）常因本地消纳不足而“弃风弃光”，东部负荷中心（如广东、江苏）却面临供电紧张，并且这种“电力资源错配”问题始终未能得到解决。

南方区域电力市场的启动，表明这一壁垒已被打破。它通过统一的交易平台，让五省区的煤电、核电、风电、光伏等所有电源类型，与工业用户、售电公司、大用户直接“面对面”交易，解决了长期以来“电力资源错配”的最大痛点。目前，南方区域电力市场主体数量已经突破22万家，10千伏及以上工商业用户也全部参与市场。

更关键的是，市场实现了“全电量竞争+实时出清”——从传统的“计划电”为主、市场电为辅，转向“市场电”主导，电价随供需实时波动（新能源大发时低至0.1元/度，高峰时可达1.5元/度）。这意味着，电力真正从“公共产品”转变为“商品”，用户在“超市”中可以根据价格、清洁度等多重维度自主选择电力组合，发电企业则需通过优化运营降低成本、提升竞争力。

正如一位著名经济学家所言，电力市场改革不是简单的拆墙，而是要在市场机制与公共服务之间找到平衡点——让每度电都明码标价，让绿色转型真正有动力，这才是全球能源治理的中国方案。

03、收益重构：储能项目的市场化盈利路径

随着统一电力市场价格机制的逐步完善，储能项目的盈利模式正发生结构性变化，形成四大核心收益支柱：

峰谷电价差套利成为最基础的“电力低买高卖”。在浙江工业园区，一套500kWh储能系统在谷电时段（0.42元/度）充电，峰电时段（1.53元/度）放电，仅凭电价差套利年节省电费就超19万元。广东、浙江、江苏等地1元/度以上的峰谷差价，为储能创造了天然套利空间。

需量电费优化直击工业用电痛点。一家机械加工厂通过配置储能将峰值功率从1200kW降至950kW，每月减少需量电费3.75万元，年节省45万元。这种“精准削峰”能力使储能在连续生产企业中的利用率可达80%以上。

虚拟电厂响应开启电网互动收益。重庆某虚拟电厂聚合200多个工商业储能项目，单次调峰2小时可获补贴2-5万元/兆瓦。年参与10次以上响应，单项目可新增收益10-30万元。广东2025年新规更允许储能运营商作为独立主体参与绿电交易，储能放电量可按0.8系数抵扣过网费。

碳资产交易正成为收益新增点。江苏、广东等地提供20%-30%建设补贴，200万元项目可获60万元补贴。随着欧盟碳关税实施，光伏+储能组合减少的碳排放可通过国内碳市场（约100元/吨）交易，年减排千吨级项目可新增收益10-20万元。

04、企业行动：储能决策三步骤与新生存法则

面对新的市场环境，企业部署储能需采取科学决策路径。

第一步：算清电价差核心账。企业需获取近12个月用电负荷曲线及峰谷电价数据。重点考察峰谷差价显著地区：广东（1.33元/度）、浙江（1.08元/度）、江苏（0.92元/度）等地项目回收期可缩短至4-5年。

第二步：技术选型决定长期收益。不同技术路线经济性差异显著。

锂离子电池：循环寿命5000-15000次，效率95%+，适用工商业短期调峰

全钒液流电池：循环寿命20000+次，效率85%+，适用高安全性场景

铅炭电池：循环寿命6000+次，效率80%+，适用备用电源场景

循环寿命10000次以上机型可提升全周期收益40%以上，安全认证成为必备门槛。

第三步：智能运营激活资产价值。AI负荷预测通过分析历史用电数据，可优化充放电策略提升收益15%-20%6。接入虚拟电厂平台实时响应市场需求，避免“有设备无收益”的运营盲区。目前，广东已有94%分布式光伏项目完成区块链数据存证改造，实现发电量、充放电记录不可篡改。

05、未来展望：协同发展的黄金窗口期

此前，在6月5日国新办发布会上，国家电网总经理庞骁刚表示，国家电网将深入落实“人工智能+”行动，加快推进以大模型为代表的新一代人工智能技术在供电服务领域的融合应用。在6月27日与中国电信总经理刘桂清的会晤中，庞骁刚进一步明确双方将在数字基础设施建设、电算协同方面深化合作。

据了解，国家电网2024年发布的“光明电力大模型”已开始为电网安全运行、新能源消纳提供“超级大脑”。可以预见，国家电网的这一战略与电力市场建设将为储能行业带来协同发展的黄金窗口期。

以广东电力交易中心最新数据为例，配置储能的工商业光伏项目现货交易均价较基准电价上浮22%，未配置储能项目仅上浮9%。在东莞电网，数字孪生技术使分布式能源接入评估时间由45天缩短至27天。

业内人士认为，随着市场价格信号引导电能跨省流动，区域间资源优化配置的壁垒将逐渐瓦解。而在全国统一电力市场体系下，储能的市场价值也终将被重新定义。