来源: 中国南方电网 作者: 洪嘉琳

编者按

2025年1月27日，《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）印发，提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。

储能行业似乎有点措手不及。

近三年，新型储能和新能源“同频”快速增长，新能源政策性强制配储要求是推动力之一。但在产能、装机双增长的同时，新型储能也出现了资源闲置、行业“内卷”的现象。2024年，新能源利用率要求降至90%后，业界对新能源政策性强制配储必要性的讨论变得更加激烈。

有从业人员表示，实际上，对新能源“解除”配储要求“筹谋已久”，新能源全面入市是推动储能行业进入市场自主选择阶段的重要契机，新型储能将面临同行及抽水蓄能等其他调节资源竞争加剧的挑战。

短期内，独立储能增长放缓可以预见。行业也开始自我剖析，重新审视新型储能在电力系统中的定位，讨论新形势下新能源配储的必要性和新模式，以及新型储能的技术路线选择。在入市交易成为储能重要收益来源的趋势下，行业对储能容量补偿的关注度也提升到新的高度。

在提出诉求的同时，多位业内人士承认，储能行业要“练好内功”，保障产品质量，提高从业人员对电力市场的认知，尽快推动储能过渡到市场化阶段和更好地匹配电力系统的真实需求。eo今日刊发《南方能源观察》封面文章《新能源强制配储“松绑”》。

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上半篇

01

大型储能受创

2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号），鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式增加可再生能源发电装机并网规模。此后，各地能源部门将配储作为新能源项目并网的前提条件，允许以自建、合建、租赁新型储能容量等模式满足配储要求，并对配储时长、容量作出规定。

过去三年，政策性强制配储在争议中推行。在新能源配建储能规模迅速扩大的同时，由于新能源未全电量参与电力市场交易、缺乏价格信号引导，配建储能设备质量参差不齐、建而不用、成本回收难等问题逐渐显现。2023年以来，山东、内蒙古、宁夏等多地提出配建储能可转为独立储能，引导企业投建、租赁独立共享储能，并赋予独立储能参与电力市场交易的身份，积极解决储能分散调用难、收益模式匮乏等难题。近两年，新型储能电站呈现集中式、大型化趋势，2024年，江苏、河北、山东等储能装机增量大省均以新增独立储能为主。

受访人士普遍提出，短期内，136号文对推动行业重新审视新型储能的市场定位具有里程碑意义，行业将经历“阵痛期”。国家电投集团综合智慧能源有限公司资深经理杨洋表示，新能源全面进入市场交易后，不论是存量项目还是增量项目，都会结合新的市场机制考虑是否配储，“这需要在各地新能源入市实施细则出台后，‘让子弹飞一会儿’”。

136号文对新增独立储能的挑战最大。目前，存量独立储能项目已基本形成“容量租赁费+电力市场收益”的盈利模型，前者一般占收益的近六成。增量新能源项目配储“解绑”后，增量独立储能容量租赁需求消失，单纯靠电力市场收益可能难以为继。

《2024广东电力市场年度报告》显示，在2024年广东电力现货市场中，参与调频市场和电能量市场的独立储能在电能量市场中充放电电量分别为5.0亿千瓦时和4.4亿千瓦时，充放电均价分别为319.1厘/千瓦时和313.7厘/千瓦时，合计结算电费为-2138.5万元。熟悉电力市场的储能从业人员表示，当前，广东现货市场价差不够大，且独立储能电站在现货市场部分高价时段被电网调度以调节系统，充放电价格有时存在倒挂现象，导致独立储能盈利少甚至亏损。

136号文提出适当放宽现货市场价格上下限。这意味着现货价差将扩大，进入现货市场的电能量比例可能提高，现货价格将更贴近实际供需情况，利好储能参与市场交易。

对此，有从业人员持保守意见。某光伏大省发电从业人员提到，当前，其所在省份电力供应相对充裕，在无风无光时段，现货价格上涨乏力，提高价格上限的作用可能有限。此外，在136号文“新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核”的要求下，新能源可能会主动弃电，电价未必会触及下限。他表示：“独立储能在现货市场中的收入会增加，但可能没有预想的那么多，难以弥补容量租赁费的缺口。”

多位受访人士建议，各地对新能源项目的配储要求进行新老划段，此前已签约租赁储能容量的项目依旧按合同执行，保障存量独立储能项目的基本收益。

有观点称，在新能源发展过程中，强制配储是一个阶段性的次优选项。受访人士普遍认为，136号文将推动新型储能行业进入由市场自主选择配置、产生真实需求的阶段，行业将朝着更加理性健康的方向发展。

02

重新评估储能需求

熟悉电价政策的从业人员时分表示，发展新型储能的初心是提高新能源消纳率，但近年出现新能源消纳率高新型储能利用率较低的现象，需要反思储能发挥的作用。

他提出，现阶段，源网荷侧仍有很大的调节潜力，包括核电、水电、外电等仍未全面入市，输配电价分时浮动的作用未充分释放，居民用户分时电价政策有待全面铺开等。“新型储能成本相对较高、有效容量较低，其应该是穷尽其他调节能力之后的选择。”他表示，在新的发展阶段，须重新评估新能源对新型储能的实际需求。

杨洋则认为，从过去一年的中标结果看，新型电化学储能成本已经很低，甚至已经达到机构预测的2050年的价格。“在提供系统调节容量的技术路线中，电化学储能已经算得上是‘物美价廉’的选择，且成本还有继续下降的空间。”部分省区为储能电站提供顶峰补贴、放电量补偿的做法，也体现了政策制定者正逐渐改变储能“贵”的看法。

受访人士普遍提到，136号文的重要作用之一是激发新能源参与电力系统调节的主动性。时分表示：“在电力市场中，新能源不调节就会损失利益。在配储不是唯一必选项和新能源利用率要求降低到90%的情况下，发电企业会从成本最小化的角度，考虑选择弃风弃光还是配建储能。”

中国人民大学应用经济学院助理教授郑㼆认为，新能源全面入市后，发电企业会自主决策是否配储、配储比例和充放电行为，储能产品将在市场竞争中优胜劣汰。发电企业欢迎“解绑”配储是毋庸置疑的，短期内新型储能装机增量可能会降低，但从长远看，新能源主动配储的需求将会被激发。

他提到，当前，新能源参与电力市场的偏差考核仍较为宽松，未来一旦要和火电在电力市场特别是中长期和日前市场“同台竞技”并执行同样的考核标准，新能源将面临巨大考验。为减少缴纳辅助服务费用，提高发电稳定性和可调度性，实现市场收益最大化，新能源会主动选择配储。“现阶段，新能源发电企业可能还有点‘蒙’，没反应过来要怎么做。未来新能源把自己变成‘可调电力’的需求会愈发迫切，配储也会成为重要选项。”

03

关注光储联合入市

受访人员普遍认为，在新形势下，独立储能已缺乏生命力，储能行业的发展方向将转向发电侧和用户侧。新能源+储能联合参与市场的模式也被业界所关注。

光伏+储能是美国加州等光伏密集区域的主流模式。杨洋表示，随着光伏穿透率提高，光储联合参与市场是必然的选择。

前述光伏大省发电从业人员表示：“新能源全面入市后，其波动性造成的市场风险需要项目自身平衡对冲，新型储能就有发挥作用的空间。”他提到，若各地现货价格进一步下调，在午间光伏大发、现货价格下探甚至出现负值时，储能将吸收光伏发电、减少弃电，项目的配储效果将较为明显。业内也正在研究分散式风电配储等技术路线。

实际上，国内已有新能源联合储能参与市场的实践。根据2024年4月出台的《山东电力市场规则（试行）》，新能源场站（含配建储能）按自愿原则选择参与中长期电能量市场，以场站为单位报量报价参与现货市场。本刊记者了解到，此前，山东配建储能的新能源类型主要是光伏，光储联合参与市场要求全电量入市，发电企业热情不高，倾向于获取核定的上网电价。

时分则认为，在考虑是否配储时，新能源企业会算经济账。

风电曲线能够捕捉到高电价时段，市场综合价格可以覆盖成本，配储成本较高，不配储可能是更经济的选择。时分举例称，风电若在午间大发，可以在现货市场报高价不中标，通过价格信号解决午间风电消纳问题。

“对光伏而言，配储也不是唯一的选择。”他解释道，部分负电价开始出现、持续时长较短的省份，储能充放电也会产生约20%的损耗，压缩空气的损耗则达到40%，投资配储的必要性不强，可以通过合理弃电解决午间消纳问题。此外，新增项目的光伏板可以朝东西向竖立双面安装，实现“发电跟着电价走”，即早晚多发电、午间少发电。“在考虑配储时，新能源企业一定会对比配储成本是否比其他调节手段低。”

前述光伏大省发电从业人员也提到，除了储能成本较高之外，当前储能技术不过硬也是储能发展的一大问题。目前，储能系统中的能量管理系统（EMS）较为简单，源网侧储能按照电网的调度指令充放电，用户侧储能则是定好价格、根据市场价格充放电。“若新能源联合储能参与市场，需要制定双方耦合的策略，让EMS根据策略充放电，目前的储能技术尚无法满足如此丰富灵活的需求。”

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下半篇

01

工商业储能迎来新机遇

近两年，工商业储能发展较快，但总体规模较小，2024年底装机容量仅占新型储能装机总量的约7%。有观点认为，136号文让大型储能“失宠”，以工商业储能为主的用户侧储能可能迎来新机遇。

时分认为，后续新型储能投资将把更多目光转向荷侧，但用户侧储能的需求仍主要基于用电负荷增长和电网供需情况。“分时电价或现货价格有两个峰谷、可实现两充两放的地区，用户侧储能的发展条件可能较好。”

一位工商业储能投资从业人员认为，136号文不会对工商业储能行业造成直接影响。他表示，目前，工商业储能的商业逻辑是基于峰谷价差套利。新能源全面入市后，电能量市场价格可能出现一定波动，但终端用户的用电价格可能会相对稳定，短期内对工商业储能的影响可能没那么大。

“从长远看，新能源入市政策对工商业储能是机遇还是挑战还有待观察，但目前看来有利好的一面。”他表示，在不要求新能源配储的情况下，电力系统对柔性调节资源的客观需求依然存在，且需求会随着新能源规模持续扩大而进一步提高，工商业储能聚合参与调节的潜力有望释放。

近年来，国内广泛关注虚拟电厂聚合分布式源荷资源参与系统调节的技术业态，山西、广东、山东等多地允许虚拟电厂以独立主体的身份参与现货市场，业内普遍看好分布式储能聚合调节的前景。目前，虚拟电厂聚合并直接调控终端储能参与系统调节已得到技术验证，但虚拟电厂尚未大规模参与市场交易。业内人士透露，配套机制不完善、市场需求不充分、技术支持水平不足是主要原因。

上述工商业储能投资从业人员表示，目前，工商业储能主要根据固定分时电价进行谷充峰放，没有直接参与电力市场、根据实时价格信号更有效地调节，一定程度上造成了储能资源浪费。“从这个逻辑出发，下一步可能会倒逼电力市场形成并完善虚拟电厂聚合储能参与调节的环境与条件，工商业储能的获利渠道有望增加。”

随着分布式光伏规模迅速扩大，多地分时电价政策将午间光伏大发时段设置为谷段，利好工商业储能发展。受访人士普遍提到，用户侧光伏和储能有融合发展的需求，储能可在午间电价较低时段充光伏电，在电价较高时段放电自用，降低用户用能成本。

前述工商业储能投资从业人员则表示，光伏和储能也可能存在竞争关系。若用户的光伏发电量超过其生产负荷，实际上光伏发电已能满足生产降本的需求。也有储能从业人员反馈，部分地区10—12点、14—17点电价高峰时段正好是光伏大发时段，储能在高峰时段放电替代电网供电的作用不明显，用户配储意愿不高。

02

呼吁容量补偿

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，取消强制配储对新型储能终端销售影响较大，进而会影响产业链发展。“新型储能亟须获得基本收益保障。”

随着新型储能规模扩大，其是否应该获得容量补偿一直存在争议。此前，有研究人员认为，新型储能在电力系统中广泛应用可能引发的问题还未充分论证与分析，提供优惠价格政策可能会形成很强的路径依赖。时分认为，新型储能已进入市场自主选择阶段，不应再出台包括容量电价在内的任何计划时代的支持政策，应将选择权交给市场，避免出现价格政策调整不及时、储能一哄而上的问题。

在取消强制配储要求后，业界对新型储能容量机制的关注度提升到新的高度。多位受访人士认为，容量补偿是支持独立储能项目存活、推动行业独立发展的重要条件。

“新型储能的收益构成一定要考虑容量费用，这对后续长时储能的发展至关重要。”刘勇建议，可采取储能投资包含容量费用、由市场形成电量收益的模式，或者出台容量补偿政策、建立容量市场机制。

前述熟悉电力市场的储能从业人员表示，不同省区对新型储能的需求不同。部分外电需求大、峰谷差大的省区，对储能有较大的实际需求，可能会出台地方性的储能容量补偿机制。

此前，部分省区已试行独立储能容量电价激励机制。河北将容量电价上限设为100元/（千瓦·年），随投运时间逐步退坡；新疆的容量补偿价格按放电量计算，2023年定为0.2元/千瓦时，2024年起逐年递减20%。山东则是为发电侧主体提供市场化容量补偿，其中独立储能的容量补偿费用根据有效容量计算。

“地方政府要从节约全社会用电成本的角度，考虑是否有发展新型储能的需求。”熟悉电力市场的储能从业人员表示，各地在开展新型储能项目选点时，要结合自身电源电网规划、负荷增长预测等，着眼于新能源集中、用电负荷密集、供需分布错配等区域，设计公平合理的容量电价竞争机制，让成本低、寿命长、效益好的储能电站中标，实现整体效益最大化。

刘勇表示，执行容量补偿机制能为储能“托底”，但也可能导致投资过热。他建议，容量补偿机制设计要考虑补偿力度逐步退坡，分阶段扶持储能，直至其有能力在电力市场中获取绝大部分收益。

有从业人员透露，全国层面容纳各类调节资源的容量补偿机制可能会较快出台，以配合136号文执行，容量市场建设也有望加速推进。

前述光伏大省发电从业人员提到：“现阶段，将新型储能纳入容量补偿机制，要看具体区域的电力系统、电力市场到底需不需要储能，储能可以发挥多大的作用，而不是为了支持产业发展提供保量保价的机制，让所有投资者‘旱涝保收’。”

熟悉电力市场的储能从业人员则表示，电力系统调节能力属于公共服务产品，由此产生的费用要疏导至全社会用电成本中，容量补偿的执行标准须谨慎设计。

工商业储能投资从业人员认为，从整个电力系统的角度看，新能源有义务承担其波动性带来的系统调节费用，需要分摊独立储能的容量补偿费用。他提到，机制设计要注意已配储新能源项目的费用分摊问题。“若所有新能源项目无差别参与独立储能容量费用分摊，会导致强制配储项目和136号文执行后自愿配储的项目为储能‘交两份钱’。”

03

储能下一步

136号文的出台促使近年来快速发展的新型储能行业重新审视自身的发展策略，以应对新的市场环境。

时分表示，由于有效容量较小、调节时长较短，新型储能的定位应是短时调节资源，而不是长时顶峰、保供资源，不能无限夸大它的作用。“在发展调节资源时，政府不要做技术路线的选择，市场会自己想办法。”

“在和抽水蓄能等多种调节资源竞争时，新型储能也不能妄自菲薄，要明确自身的价值在哪。”光伏大省发电从业人员表示，新型储能行业要思考什么电源有配储的需求，并从这个角度出发提高技术、发挥价值。

熟悉电力市场的储能从业人员提到，锂电池的储能时长、特性应用在新能源汽车上能有效发挥作用，成本也能被接受，但应用在电力系统调节上，其产生的效益无法完全覆盖成本，难以健康发展。“在成本下降、性能和寿命提升的情况下，新型储能要着眼于短时调峰、快速调频等典型应用场景。”

他表示，和新能源汽车类似，新型储能也经历了政策扶持、产能扩大、行业“内卷”的过程，正进入市场充分竞争的新阶段。“优胜劣汰的压力将倒逼企业创新技术、降低成本，从而在市场中站稳脚跟。”

工商业储能投资从业人员表示，当前，新型储能行业在数字化支撑储能电站精准高效运营方面还有较大的优化空间。他建议，除了关注储能电芯寿命、安全、成本，行业要进一步提升储能的数字化水平，通过实时监测、调控设备，更好地应对频繁变化的电力市场。

受访人士普遍认为，除了在产品上下功夫，行业也要主动转变运营思维。郑㼆表示，在充分竞争的环境下，后续储能企业可能会转变投资模式，主动联系优质新能源项目开展储能投资。杨洋提出，电力市场发展势不可当，储能行业要摒除单纯售卖设备的思想，进一步提高设备运营和电力市场交易的能力，主动拥抱市场。

刘勇表示：“新形势下，一方面，储能行业要‘争气’，保障质量、提高技术以满足电力系统需要；另一方面，政策制定也要考虑储能技术能否匹配提出的需求。”从产业发展的角度看，政策制定滞后，产业发展会缺乏支撑，反之则产业无法满足实际需求，会出现“揠苗助长”的情况。他也提到，在2030年基本建成全国统一电力市场体系的背景下，新型储能须尽快过渡到市场化阶段，相关市场机制亟须出台。

“现阶段，新型储能行业在产业、技术、政策等方面都存在一定问题，理顺需要一个过程。我们正致力于缩短这个‘尴尬期’，让储能更快地适应电力市场和更好地支撑电力系统。”刘勇说。