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　　随着全球能源转型加速，电池储能作为平衡电力供需、助力碳中和的核心技术，在中国迎来爆发式增长。日前，加州-中国气候研究院发布的专项报告显示，中国已提前1年多完成2025年新增30吉瓦新型储能装机的国家目标，2024年底累计装机容量达73.76吉瓦，规模远超预期。不过，与亮眼的装机数据形成鲜明对比的是，中国储能项目普遍面临“赚钱难”的困境，如何构建可持续的市场化收入机制，成为行业从“规模扩张”转向“高质量发展”的关键。而美国加州在储能领域的成熟实践，为中国提供了可借鉴的路径。

　　从区域发展来看，储能布局已形成规模化态势。截至2024年底，全国已有17个省份储能装机容量超过1吉瓦，其中12个省份（包括新疆、内蒙古、山东、江苏等）装机超2吉瓦，合计容量达46.94吉瓦，占全国总量的60%。为破解盈利问题，这些省份纷纷探索差异化的市场模式：有的推动储能参与现货市场交易，如山东、广东允许5兆瓦以上的储能项目进入日前和实时市场；有的依托峰谷电价或中长期协议，如蒙东、广西通过固定电价整合储能资源；还有的提供容量补偿，如蒙西实施10年期限、0.35元/千瓦时的固定补偿，甘肃则按300元/兆瓦·天给予补贴。

　　但现实是，多数项目仍未摆脱收益不足的困境。以市场化程度较高的广东为例，2024年现货市场数据显示，当地储能项目平均充电价格31.91元/兆瓦时，放电价格31.37元/兆瓦时，全年净亏损超2000万元；即便存在价格套利空间，全年平均价差仅167元/兆瓦时，利润空间被严重压缩。此外，容量补偿机制也存在不确定性——12个主要省份中，8个提供固定补偿，但期限多为1-3年且逐年递减，难以满足投资者对长期稳定收益的需求；而此前兴起的“容量租赁”模式，随着储能与新能源项目“解绑”政策的推进，未来持续性也面临挑战。

　　在监管层面，加州形成了明确的分工机制：加州独立系统运营商（CAISO）负责批发电力市场运营，统筹储能参与电能量和辅助服务市场；加州公共事业委员会（CPUC）则监管公用事业公司，保障用户电力服务的可靠性与可负担性。同时，加州通过一系列立法持续推动储能发展，比如2010年出台的AB 2514法案，成为美国首个设立储能强制采购目标的州；后续的SB 350、SB 100法案更是明确2030年可再生能源占比50%、2045年实现100%零碳电力，直接拉动了对储能灵活调节能力的需求。

　　从收入构成来看，容量市场是项目的“压舱石”。依托加州的资源充足性机制，Moss Landing与当地公用事业公司PG&E签订了一份20年的容量采购合同，价格为每月每兆瓦7600美元，这部分收入占项目总收入的50%-61%，为长期运营提供了稳定现金流。而电能量和辅助服务市场则作为“增收项”，虽然收益存在波动，但在极端天气或负荷高峰时能带来可观回报——2022年第三季度因夏季热浪，项目单季度收益大幅增长，弥补了此前季度的亏损。

　　在运行策略上，Moss Landing精准把握“低买高卖”的套利逻辑：白天太阳能发电高峰时段电价较低，项目全力充电（负荷可达-200兆瓦时）；傍晚至夜间用电高峰、电价飙升时，则集中放电获取高收益。数据显示，2024年该项目75%的电能量与辅助服务收入，仅来自15%的交易小时，主要集中在1月、7-9月的17:00-20:00高峰时段。这种高度灵活的运行模式，既缓解了太阳能发电的间歇性问题，又充分利用了市场价格波动，实现了“电网价值”与“商业价值”的双赢。