拉美储能“热土”：智利市场机遇与挑战

来源：中国能源新闻网 时间：2026-07-23 18:40

刘钟淇

　　拉美作为全球新能源转型前沿区域，储能产业正迎来规模化落地窗口期，智利凭借充沛风光资源、完善电力市场机制，成为区域储能发展标杆。截至2026年3月，智利储能装机规模超过200万千瓦，智利国家电力调度中心预测2031年将增至800万千瓦，五年实现四倍扩容。快速扩张的市场空间叠加多元的收益体系，吸引大批中国储能产业链企业奔赴智利布局，但南北供需错配、系统惯量不足、分布式市场滞后等现实难题，也为中资出海带来多重考验。

　　绿电消纳催生储能需求：光储先行，独立储能打开空间

　　智利是拉美可再生能源渗透率最高的国家之一。截至2026年3月，全国总装机3964.7万千瓦，光伏、风电装机占比分别达32.9%、16%，风光发电成为电力供应核心支柱。但国土南北狭长的地理特征造成能源供需严重错配：北部阿塔卡马沙漠富集光伏资源，中南部集中负荷中心，跨区输电通道长期建设滞后，叠加新能源天然间歇性，弃电矛盾持续加剧。2025年智利全年弃电总量约57亿千瓦时，占风光总发电量15.7%，储能成为消纳过剩绿电、保障电网稳定的刚需基础设施。

　　政策层面，智利已完成储能行业顶层制度搭建。20936号法律正式将储能纳入《电力服务总法》统一监管，国家能源委员会、电力调度中心同步搭建并网标准体系，现阶段主要参考北美NERC、澳大利亚AEMO、英国NGESO规范，对储能故障穿越、弱电网构网运行提出硬性技术要求。2026年智利更新小型分布式发电监管法令，将9兆瓦及以下储能项目正式纳入监管框架，配套分时电价、并网计量新规，为中小型储能项目参与电力市场提供了政策依据。

　　从项目结构看，当前智利储能以光储一体化配套项目为主，储能时长普遍为4至5小时的磷酸铁锂路线，系统平均造价160至185美元/千瓦时，为国内成本的2至3倍。截至2026年3月，智利在建储能项目合计38个，总规模460万千瓦/1878万千瓦时，部分新建项目要求配置构网型变流器，适配北部弱电网运行需求。

　　收益渐明：三维盈利模式成型

　　智利储能项目的收益模式正在从单一走向多元。在电力现货市场，储能项目主要利用北部的电价波动，在正午零电价或负电价时段充电，在晚间高峰电价时段放电，赚取价差收益。2025年，智利北部地区零电价及负电价累计达1480小时，单日最大峰谷价差可达0.17美元/千瓦时。

　　容量市场方面，根据智利第70/2023号最高法令，4小时电池储能系统的容量支付相当于燃气电厂的95%，5小时系统可获得100%容量补偿，成本由整个电力系统分摊。2026年1月首次允许储能独立参与投标，进一步拓宽储能获取长期容量收益的渠道。辅助服务方面，2025年底智利完成首次小规模试点招标，储能和火电一样可以参与电网调节，相关交易细则仍在持续完善。由此，智利储能项目逐步形成“现货峰谷套利+容量市场+辅助服务”叠加的收益体系。

　　长远来看，长时储能是市场核心增量蓝海。智利能源部规划2035年全国2000万千瓦储能装机中，30%需为8小时以上长时储能，用于应对连续阴天、无风期电力缺口。但目前当地98%储能为短时锂电，液流电池、压缩空气、绿氢耦合等长时技术应用近乎空白，市场增量空间广阔。

　　中企出海：深耕设备市场，探索标准输出

　　在欧美市场贸易壁垒抬升、竞争趋于饱和背景下，智利储能蓝海成为国内储能企业出海核心赛道，设备制造、EPC、电网运营多环节实现落地突破。

　　整机设备领域头部企业斩获标杆大单。在阿塔卡马Elena光储电站，比亚迪为44.6万千瓦光伏电站配套350万千瓦时储能，是目前拉丁美洲在运的最大储能项目；2026年3月再获260万千瓦时中部绿洲光储项目订单。阳光电源深度参与当地矿业绿电转型，为必和必拓两座世界级铜矿配套合计96万千瓦时储能系统，承接Librillo、Dune Plus等多个独立储能供货合同，提供构网型储能变流器全套解决方案。国产磷酸铁锂储能产品凭借抗震、高安全液冷技术，契合智利环太平洋地震带使用标准。

　　电网运营层面，国内能源央企依托本地存量资产形成差异化竞争优势。国家电网公司持有智利CGE、切昆塔区域电网资产，具备配网运维、电力交易本地化能力，可打通“电网+储能+工商业负荷”一体化服务链条，区别于纯设备厂商单一供货模式，在中南部负荷中心布局独立储能、北部电网阻塞节点开发共享储能具备天然优势。

　　对比欧美日韩厂商，中国储能完整产业链形成核心竞争力：磷酸铁锂电芯、构网型PCS、储能舱成套设备自主可控，项目全周期交付能力成熟；国家标准《用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定》已实施，《电化学储能构网型变流器技术规范》加快编制中，可向智利输出适配弱电网的成套技术方案，进一步完善当地储能标准体系。

　　瓶颈仍存：四大挑战制约规模化发展

　　尽管势头强劲，智利储能市场仍面临多重结构性挑战。首先是储能布局南北失衡，输电通道瓶颈削弱资产效能。当前智利储能项目高度扎堆北部太阳能富集区，中南部负荷侧储能供给严重不足，“北重南轻”格局短期难以扭转。全国狭长地形导致南北输电线路长期阻塞，北部大量储能配套光伏项目发出的电力无法跨区输送至中部城市负荷中心，储能削峰填谷的系统调节价值无法充分释放。

　　大规模储能并网带来的稳定性挑战同样不容忽视。智利传统同步火电机组持续退役，大量电力电子型储能、光伏接入电网，系统整体惯量持续走低，北部新能源集中区电压、频率波动风险突出。现阶段当地已投运、在建储能项目绝大多数为跟网型设备，缺少虚拟惯量、主动调频支撑能力。构网型储能提供的电网稳定服务暂无独立定价与补偿机制，企业新增构网功能无法获得额外收益，市场推广动力不足。

　　分布式储能发展滞后，市场结构单一。截至2025年底，智利集中式地面储能占总装机95%以上，工商业、户用分布式储能合计占比不足5%。2026年6月，智利正式引入“MEP平衡”结算机制，将储能充放电纳入小型分布式发电管理体系。政策虽为分布式储能参与市场提供了通道，但复杂的结算规则和不确定性提高了准入门槛，工商业储能规模化发展仍待观察。

　　市场配套规则不完善与跨境经营风险同样值得关注。储能参与多市场协同调度、黑启动辅助服务考核细则尚未完全明确，部分项目存在收益结算延迟、考核标准严苛等问题。同时，智利比索汇率波动、政党轮换带来能源政策调整不确定性；储能装机持续扩容将加剧容量市场、辅助服务市场竞争，压缩项目收益率；长时储能技术路线经济性仍待验证，投资成本偏高，回报周期较长。

　　前瞻布局：差异化路径抢占战略先机

　　面对上述挑战，中资企业需发挥全产业链与本地化运营双重优势，实施差异化布局。在区域策略上，实施南北分区布局：在圣地亚哥、瓦尔帕莱索等中南部负荷中心提前布局独立调峰储能，补齐负荷侧灵活性短板；在北部电网阻塞节点开发共享储能，就地消纳光伏过剩电力，缓解弃光压力，面向矿业、制造业企业推出“储能+能效管理+电力交易”一体化服务，挖掘工商业储能增量市场。

　　在技术标准层面，抓住智利储能标准体系建设窗口期，依托国内构网、配网储能国家标准，深度参与当地并网、安全、构网储能规范编制。以落地项目为示范载体，输出适配拉美弱电网、高地震、高温沙漠环境的储能成套技术方案，改变当地单纯参照欧美澳标准的现状，提升中国储能技术、标准的国际认可度。

　　在长时储能赛道，围绕智利长时储能发展需求，开展液流电池、压缩空气、绿氢耦合多路线经济性测算，结合北部矿业负荷集中的特点，探索光储氢一体化模式。在充分完成风险评估、测算稳定收益模型基础上，择机落地长时储能示范项目，抢占长时储能市场份额。

　　在风险管控方面，建立智利储能项目动态评估机制，跟踪容量市场、辅助服务政策更新，密切关注“MEP平衡”结算机制的实际运行效果，提前调整项目商业模式；优化外汇对冲方案，对冲比索汇率波动损失；项目前期充分测算输电通道约束、电网稳定需求，优先布局输电通畅、负荷稳定区域；分阶段推进长时储能等新兴赛道投资，平衡业务扩张与经营风险。

　　从拉美储能发展的版图来看，智利凭借清晰的政策框架、明确的收益机制和庞大的市场需求，已形成显著领先优势。对中国电力企业而言，这不仅是设备出海的商机，更是从单一产品输出向技术输出、标准协同探索转型的战略契机。在能源转型的全球赛道上，智利这片储能“热土”值得持续关注与深耕。（作者单位为全球能源互联网集团有限公司）

责任编辑：王萍