中國儲能網(wǎng)訊：近日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《新型儲能規(guī)?；ㄔO(shè)專項行動方案（2025~2027年）》（發(fā)改能源〔2025〕1144號），該文件不僅明確了2027年全國新型儲能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到1.8億千瓦以上的發(fā)展目標(biāo)，為尚處于規(guī)模化發(fā)展初期的新型儲能產(chǎn)業(yè)進(jìn)一步指明了方向，更標(biāo)志著行業(yè)發(fā)展從政策驅(qū)動為主、追求裝機(jī)量增長的“1.0時代”，邁入以市場化驅(qū)動為核心、追求高質(zhì)量與多元發(fā)展的“2.0時代”，對引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展具有里程碑式意義。
四大因素驅(qū)動儲能產(chǎn)業(yè)
從規(guī)模擴(kuò)張到價值重構(gòu)
截至2025年9月底，我國新型儲能裝機(jī)規(guī)模超過1億千瓦，與“十三五”末相比增長超30倍，裝機(jī)規(guī)模占全球總裝機(jī)比例超過40%，居世界首位。然而，爆發(fā)式增長背后也隱藏著利用率不高等結(jié)構(gòu)性矛盾。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2024年已投運(yùn)的電化學(xué)儲能項目平均利用率指數(shù)不足50%，其中新能源配儲項目利用率僅為32%，雖然較前兩年有所改善，但整體仍處于低效水平。這種“裝機(jī)熱、運(yùn)營冷”的現(xiàn)象，除了之前大量項目是源于新能源強(qiáng)制配儲的政策驅(qū)動外，技術(shù)同質(zhì)化、盈利模式單一、對市場理解不到位等因素都會制約儲能價值發(fā)揮。重塑新型儲能的產(chǎn)業(yè)價值，還需從發(fā)展動能、技術(shù)路線、應(yīng)用場景和競爭格局四個維度深入理解當(dāng)前產(chǎn)業(yè)的結(jié)構(gòu)性變化。
發(fā)展動能之變：從“強(qiáng)制配儲”到“市場化驅(qū)動”的政策拐點(diǎn)已至。事實上，早在今年初的《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》，亦即業(yè)內(nèi)所稱136號文中，已明確提出“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件”，徹底打破了“強(qiáng)制配儲”的行政藩籬。這一政策調(diào)整初期也確實引發(fā)了行業(yè)內(nèi)不小的市場震蕩，根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計，2025年一季度，全國新型儲能新增裝機(jī)量同比首次出現(xiàn)負(fù)增長，部分地區(qū)項目備案數(shù)量銳減40%以上。但從前三季度的儲能發(fā)展勢頭看，高速增長的趨勢似乎并沒有受到實質(zhì)性影響，反而把選擇權(quán)交還給市場后，讓各類儲能在市場中“憑本事吃飯”，出清部分高度依賴政策庇護(hù)、缺乏核心競爭力的投機(jī)性項目，從而倒逼企業(yè)加大技術(shù)和商業(yè)模式創(chuàng)新力度。此次儲能新政更是進(jìn)一步明確了儲能的價值在于為全系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡、系統(tǒng)備用等增值服務(wù)，絕非作為新能源的“附屬品”存在。未來三年，儲能產(chǎn)業(yè)也將由“拼價格”轉(zhuǎn)向“拼價值”。
技術(shù)路線之變：從“鋰電獨(dú)秀”到“多元突圍”的適應(yīng)性演進(jìn)。截至2024年，鋰電池儲能仍占據(jù)新型儲能96%以上的市場份額，但其在長時儲能、極端溫度適應(yīng)性及安全性方面的短板日益凸顯。為滿足新型電力系統(tǒng)對長時、大容量、高安全儲能的剛需，技術(shù)路線也呈現(xiàn)多元競爭的態(tài)勢。壓縮空氣儲能、全釩液流電池等正在加速商業(yè)化落地，如有“能儲一號”之稱的全球首座300兆瓦級壓氣儲能工程已在湖北應(yīng)城全容量并網(wǎng)發(fā)電，創(chuàng)造了單機(jī)功率、儲能規(guī)模和轉(zhuǎn)換效率三項世界紀(jì)錄；而全釩液流電池更是憑借其長壽命、高安全優(yōu)勢，在東北、新疆、內(nèi)蒙古等地布局百兆瓦級項目，且“全釩+鋰電”的混合型儲能電站更是成為今年投資的熱點(diǎn)之一；鈉離子電池因資源可控性，被寧德時代等公司視為下一代主流技術(shù)方向之一，也在加緊布局。技術(shù)路線的多元化，實質(zhì)是儲能產(chǎn)業(yè)從標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)品向場景化解決方案演進(jìn)的標(biāo)志，不同技術(shù)將在各自適配領(lǐng)域發(fā)揮其特有價值。
應(yīng)用場景之變：從“單一功能”到“多功效融合”的邊界拓展。在電源側(cè)，沙漠戈壁大型風(fēng)光基地從“自建自用”轉(zhuǎn)向“共享儲能”模式，甘肅、青海等地通過共享儲能模式大幅提升資產(chǎn)利用率，投資回報率也得到明顯改善。在電網(wǎng)側(cè)，獨(dú)立儲能電站不再被視為“被動負(fù)荷”，而是通過參與調(diào)頻、爬坡、慣量支撐等輔助服務(wù)，成為調(diào)度機(jī)構(gòu)可用的主動響應(yīng)電源，隨著我國輔助服務(wù)市場的日益成熟，這部分收益也會提高儲能項目的整體經(jīng)濟(jì)性。在用戶側(cè)，隨著各省峰谷電價的相關(guān)政策密集出臺，越來越多的負(fù)荷資源選擇主動配儲，不僅為了省電費(fèi)，更有主動參與市場交易，提高項目整體收益率。如“算力+儲能”模式的快速興起，背后原因就是儲能既可作為備用電源，又能幫助數(shù)據(jù)中心實現(xiàn)峰谷價差套利的雙重收益。應(yīng)用場景的裂變，使儲能從成本項變?yōu)閮r值創(chuàng)造項。
產(chǎn)業(yè)競爭方向之變：從“價格內(nèi)卷”到“數(shù)字賦能”的智慧升級。隨著政策和市場需求的變化、技術(shù)和應(yīng)用場景的多元化要求，整個儲能行業(yè)的競爭也從單純的價格戰(zhàn)，轉(zhuǎn)向“硬件+軟件+服務(wù)”一體化解決方案的綜合價值比拼。今年8月中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會發(fā)布“反內(nèi)卷”倡議，寧德時代、比亞迪等上百家頭部企業(yè)聯(lián)合簽署，進(jìn)一步明確將競爭焦點(diǎn)從規(guī)模擴(kuò)張轉(zhuǎn)向全鏈路精細(xì)化運(yùn)營。在產(chǎn)品端，體現(xiàn)為不再簡單注重電池密度、循環(huán)壽命等的電池系統(tǒng)，而是涵蓋構(gòu)網(wǎng)能力、智能監(jiān)測、自動優(yōu)化效能等的智慧平臺比拼。因此，數(shù)字化賦能自然成為競爭新戰(zhàn)場，“儲能+AI”技術(shù)在智能調(diào)度、電池狀態(tài)預(yù)測、優(yōu)化電力交易等方面的應(yīng)用，將逐步成為未來行業(yè)競爭的焦點(diǎn)。
從“煤電專屬”到“火儲同權(quán)”：
容量電價補(bǔ)償機(jī)制漸行漸近
儲能價值的發(fā)揮絕不僅基于行業(yè)內(nèi)部的技術(shù)或模式創(chuàng)新，更有賴于外部政策及市場的正向激勵，尤其對于新型儲能等仍處于規(guī)?；l(fā)展初期的新興產(chǎn)業(yè)，直接推向市場風(fēng)險較大，建立合理的成本回收與價值回報機(jī)制或是當(dāng)務(wù)之急?？紤]為電力系統(tǒng)提供類似靈活性價值的抽水蓄能、煤電都配套了相應(yīng)的容量補(bǔ)償機(jī)制，新型儲能的容量電價機(jī)制也應(yīng)提上日程。
從國家層面看，主管部門已為煤電、抽水蓄能等具備靈活調(diào)節(jié)能力的電源建立了相應(yīng)的容量電價補(bǔ)償機(jī)制。具體而言，兩者均采用兩部制電價模式，其中通過容量電價回收固定成本、穩(wěn)定投資預(yù)期，但主要考慮兩類電源在電力系統(tǒng)中承擔(dān)的負(fù)荷差異，容量電價所覆蓋的成本比例存在差異，抽水蓄能按照“準(zhǔn)許成本+合理收益”的核價原則，對當(dāng)前已投運(yùn)的電站“一廠一價”核定，價格區(qū)間在289.73~823.34元/千瓦·年，可基本覆蓋其全部固定成本；煤電則僅覆蓋部分固定成本，目前定價區(qū)間為150~165元/千瓦·年，約為全國統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)330元/千瓦·年的30%~50%。也正是因為抽水蓄能的容量補(bǔ)償較高，所以電量電費(fèi)基本只回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本，同時輔助服務(wù)等收益電站最多分享20%，煤電則更多通過市場化方式形成電量電價，不同的市場收益也無分享限制。值得注意的是，隨著我國輸配電價改革的同步推進(jìn)，目前容量電費(fèi)均通過系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)由工商業(yè)用戶按用電量比例分?jǐn)偦厥眨@也為后續(xù)不同類型電源容量電價回收打通了渠道。事實上，國家在包括此次最新發(fā)布的1144號行動方案等文件中，也多次強(qiáng)調(diào)要為新型儲能提供容量電價等機(jī)制保障。
從地方層面看，廣東、山東、內(nèi)蒙古、河南等地已將新型儲能納入補(bǔ)償范圍，雖然補(bǔ)償方式和標(biāo)準(zhǔn)各地不同，但“火儲同權(quán)”的容量補(bǔ)償時代已經(jīng)開啟。其中，廣東、河北、寧夏等地直接參考對標(biāo)當(dāng)?shù)孛弘娧a(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，以年度或月度容量費(fèi)補(bǔ)充實現(xiàn)新型儲能與煤電機(jī)組“同工同酬”，尤其甘肅最新出臺的容量補(bǔ)償，直接按330元/千瓦·年的標(biāo)準(zhǔn)對齊煤電容量補(bǔ)償，雖然按“滿功率放電時長/6”核定有效容量的原則相當(dāng)于給補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按系數(shù)“打折”，但對長時儲能還是有較大吸引力；山東則更加市場化，將容量補(bǔ)償電價與現(xiàn)貨市場掛鉤，每月根據(jù)發(fā)電側(cè)機(jī)組的總補(bǔ)償需求和有效容量動態(tài)調(diào)整，形成市場化浮動機(jī)制，對獨(dú)立儲能按實際調(diào)用充放電量的度電標(biāo)準(zhǔn)給予補(bǔ)償，既保留了容量補(bǔ)償?shù)姆€(wěn)定性，又引入了市場化競爭和實際調(diào)用考核，實現(xiàn)了“容量補(bǔ)償”與“電量激勵”相融合；內(nèi)蒙古同樣采用度電補(bǔ)貼方式，只是簡化了補(bǔ)償電價的折算方式，2025年執(zhí)行0.35元/千瓦時的放電量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，且承諾了10年的補(bǔ)償執(zhí)行期，為項目提供長期穩(wěn)定收益預(yù)期，極大降低了融資難度，這也使得內(nèi)蒙古一度成為136號文發(fā)布后儲能投資最熱的市場之一；河南則進(jìn)一步構(gòu)建“兜底收益+成本減免+調(diào)度保障”三位一體機(jī)制，現(xiàn)貨收益不足時0.383元/千瓦時的放量電價形成兜底收益保障，同時充電免收輸配電價、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)及政府性基金，并明確年調(diào)用不低于350次，通過降低運(yùn)營成本和強(qiáng)制調(diào)度頻次，全方位保障電站合理收益。這些地方探索為新型儲能容量補(bǔ)償提供了差異化范本，推動“火儲同權(quán)”從理念走向?qū)嵺`。
盡管地方在通過容量補(bǔ)償機(jī)制推動新型儲能發(fā)展方面已取得一定進(jìn)展，但要在全國層面推廣仍面臨三方面挑戰(zhàn)。一是新型儲能的有效容量計算方法尚缺乏統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，部分省采用“滿功率放電時長/6×額定功率”折算，但這對2小時儲能系統(tǒng)過于苛刻，無法體現(xiàn)其快速響應(yīng)價值。二是對于補(bǔ)償資金來源存在分歧，目前煤電、抽水蓄能容量電費(fèi)由工商業(yè)用戶分?jǐn)傄岩l(fā)電價上漲擔(dān)憂，若再納入儲能，擔(dān)心用戶側(cè)負(fù)擔(dān)過重，且新型儲能種類繁多，體現(xiàn)價值也不一樣，費(fèi)用分?jǐn)倷C(jī)制更需精細(xì)設(shè)計。三是資源中立性原則有待進(jìn)一步確立，目前市場呼吁容量補(bǔ)償應(yīng)秉持“技術(shù)中立”原則，即讓煤電、氣電、抽蓄、新型儲能等能提供容量支撐的資源在同一平臺競價出清，但目前不同電源的容量補(bǔ)償都有各自的“補(bǔ)丁”，想要同臺競爭不太現(xiàn)實，且涉及到“保供”導(dǎo)向或?qū)Υ媪棵弘娪兴鶅A斜等，全國統(tǒng)一政策出臺或仍需進(jìn)一步完善相關(guān)機(jī)制。
規(guī)模化高質(zhì)量發(fā)展之路
仍需市場進(jìn)一步完善
值得注意的是，僅靠容量補(bǔ)償機(jī)制仍不足以支撐我國新型儲能的規(guī)模化高質(zhì)量發(fā)展。從國外成熟市場經(jīng)驗看，英美澳等儲能發(fā)展較好的地區(qū)，不僅現(xiàn)貨市場價差夠大，而且有豐富多樣的輔助服務(wù)或容量機(jī)制，這部分盈利甚至成為儲能電站的主要收益來源。通過構(gòu)建“電能量+輔助服務(wù)+容量”的多組合收益模式，一方面充分激發(fā)儲能的多元價值，大大提高了當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)新能源消納能力，有效緩解“鴨子曲線”“峽谷曲線”等對系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的威脅；另一方面，也一定程度上抑制了輔助服務(wù)費(fèi)用的快速增長。未來隨著儲能技術(shù)進(jìn)步及成本進(jìn)一步降低，可以幫助系統(tǒng)實現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)資源的“新陳代謝”，從而達(dá)到穩(wěn)定甚至降低系統(tǒng)成本的目的。這也從另一個側(cè)面說明，通過儲能可以保證高比例新能源電力系統(tǒng)的安全高效運(yùn)行。
從國內(nèi)當(dāng)前儲能參與電力市場情況看，一方面全國統(tǒng)一電力市場尚未建成，各市場機(jī)制本身仍有較多需要完善之處，且不同市場之間的銜接還不通暢；另一方面，儲能作為一個新型主體，參與各市場的門檻與標(biāo)準(zhǔn)也不統(tǒng)一。這就導(dǎo)致儲能很難在不同市場中多頭獲利，影響儲能利用率的同時拉低整體收益，使得儲能理論上的多元價值無法轉(zhuǎn)化為實際收益，或進(jìn)一步影響投資的積極性。未來要真正通過市場驅(qū)動新型儲能規(guī)?；哔|(zhì)量發(fā)展，還需在以下三方面進(jìn)一步完善相關(guān)機(jī)制：
一是適度放開電力現(xiàn)貨市場電價波動范圍的限制，進(jìn)一步拉大峰谷價差，使價格信號真實反映電力供需的時空價值，同時優(yōu)化分時電價機(jī)制，為儲能創(chuàng)造合理的電能量套利空間，充分釋放其調(diào)峰價值。
二是循序漸進(jìn)推進(jìn)容量補(bǔ)償機(jī)制，在我國電力現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場尚未完全建成，可靠性管理體系缺失的情況下談統(tǒng)一規(guī)則的容量市場為時尚早，當(dāng)務(wù)之急是參照抽水蓄能或煤電標(biāo)準(zhǔn)出臺統(tǒng)一的新型儲能容量電價核定規(guī)范與實施細(xì)則，通過固定收益保障儲能基本運(yùn)營成本，肯定其系統(tǒng)容量價值，這不僅符合《電力法》提出的“同網(wǎng)同質(zhì)同價”原則，也能給儲能投資者吃下“定心丸”，未來在相關(guān)機(jī)制持續(xù)完善的情況下，再逐步探索基于市場的容量補(bǔ)償機(jī)制甚至與其他電源同臺競爭的容量市場。
三是持續(xù)豐富爬坡、系統(tǒng)慣量等適配新型儲能特性的交易品種，推動輔助服務(wù)費(fèi)用逐步向用戶側(cè)疏導(dǎo)，真正實現(xiàn)“誰受益、誰承擔(dān)”；同時支持虛擬電廠、共享儲能等商業(yè)模式創(chuàng)新，允許分布式儲能資源聚合參與現(xiàn)貨、綠電及容量租賃市場，通過多市場盈利疊加充分激發(fā)儲能多元價值，實現(xiàn)規(guī)?；哔|(zhì)量發(fā)展。
