中國儲能網(wǎng)訊：今年以來，在“136號文”取消“強制配儲”的政策指引下，國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)獨立儲能的擴張速度遠(yuǎn)超行業(yè)預(yù)期。
獨立儲能建設(shè)地點靈活、調(diào)度運用方便，發(fā)展獨立儲能是破解能源轉(zhuǎn)型難題、助力新型能源體系建設(shè)的必然選擇。
更深層次的價值在于，獨立儲能可以通過市場化機制充分激活商業(yè)模式創(chuàng)新潛力，加速推動行業(yè)從“政策驅(qū)動”向“市場驅(qū)動”轉(zhuǎn)變。
獨立儲能新增裝機占比近六成
據(jù)CESA儲能應(yīng)用分會數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2025年1-11月，國內(nèi)新型儲能新增裝機總規(guī)模約40.94GW/111.45GWh。其中，電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模合計25.67GW/66.34GWh，容量占比59.53%，接近六成。
按月份來看，增長勢頭更為清晰。前11個月中，獨立儲能在3月、5月、6月、7月、9月、11月等六個月份占比均超過60%。
在規(guī)模急速增長的同時，獨立儲能也在更加全面參與電力市場調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)。
今年迎峰度夏期間，全國多地氣溫偏高，疊加經(jīng)濟增長趨勢向好，拉動全國最大電力負(fù)荷屢創(chuàng)歷史新高。新型儲能作為支撐建設(shè)新型能源體系和新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵技術(shù)之一，可靈活響應(yīng)電網(wǎng)需求、發(fā)揮削峰填谷作用，在電力保供中發(fā)揮著越來越重要的作用。
今年7月，國家電力調(diào)度控制中心組織國家電網(wǎng)有限公司經(jīng)營區(qū)各分部、各省級電力公司開展2025年新型儲能度夏集中調(diào)用。在集中調(diào)用試驗中，新型儲能頂峰能力相當(dāng)于近3座三峽水電站容量，夏季晚高峰平均頂峰時長約2.4小時，為夏季晚間用電高峰時段提供了有力支撐。
7月11日，晚高峰用電最吃緊時刻，國網(wǎng)山東省電力公司電力調(diào)度控制中心組織全省144座新型儲能電站精準(zhǔn)啟動，集中向電網(wǎng)輸送電能，最大放電功率804萬千瓦，相當(dāng)于一個濟寧市的用電負(fù)荷，有效支撐了晚間電網(wǎng)用電高峰，創(chuàng)下了全國省級電網(wǎng)新型儲能集中調(diào)用紀(jì)錄。
就在本月，12月10日晚，在國網(wǎng)山東電力調(diào)控中心統(tǒng)一指揮下，山東144座新型儲能電站同步啟動，集中向電網(wǎng)輸送電能，最大放電功率838.9萬千瓦，刷新了全國省級電網(wǎng)新型儲能集中調(diào)用紀(jì)錄。
與此同時，迎峰度夏、迎峰度東期間，也是獨立儲能盈利的高峰期。
作為江蘇省最大的儲能電站，射陽250MW/500MWh儲能電站在現(xiàn)貨場景14天結(jié)算期收入達(dá)1154萬元，較平均水平高出54.2%；迎峰度夏期間更是創(chuàng)下40天收入4000萬元的紀(jì)錄，單MWh收入常年領(lǐng)先行業(yè)11.7%。
當(dāng)然，并非所有獨立儲能電站都能取得如此高的收益成果。目前各省峰谷電價、政策支持和電力現(xiàn)貨市場建設(shè)進度不一，山東、廣東等地各儲能電站之間的收益差距懸殊，有些甚至超過1.5倍。
這背后折射的正是不同地域、不同市場條件下，獨立儲能收益模式的逐漸演化。
地方政策和市場機制成盈利關(guān)鍵
獨立儲能的收益模式大致可分為容量租賃、峰谷套利、輔助服務(wù)、容量補貼/電價等四類。
“強制配儲”取消之前，獨立儲能電站最主要的收益來源就是容量租賃，曾占獨立儲能電站50%左右的收益。
今年2月，“136號文”叫?！皬娭婆鋬Α?，新能源側(cè)配儲需求銳減，源側(cè)、網(wǎng)側(cè)儲能的真實價值不再涇渭分明，多地政府相繼出臺相關(guān)政策，鼓勵和支持配建儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能。
11月27日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于印發(fā)輸配電定價成本監(jiān)審辦法、省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法、區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法和跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法的通知（發(fā)改價格規(guī)〔2025〕1490號）》，再次重申，“抽水蓄能電站、新型儲能電站、電網(wǎng)所屬電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本”。
這一政策助推獨立儲能擺脫對電網(wǎng)補貼或成本分?jǐn)偟囊蕾嚕⒄嬲从称涫袌鰞r值的商業(yè)模式，獨立儲能的市場化程度進一步加深。
隨著國家及省級新能源、電力市場領(lǐng)域政策的層層催化，獨立儲能的收益模式開始加速調(diào)整，容量租賃收入銳減，峰谷套利、輔助服務(wù)的收益占比提升，地方政策和當(dāng)?shù)厥袌鰴C制成為獨立儲能電站的盈利關(guān)鍵。
比如，廣東現(xiàn)貨電價波動小，儲能電站收益只能高度依賴于調(diào)頻服務(wù)；在尚未開放現(xiàn)貨市場的河南、寧夏等地區(qū)，主要收益來自容量租賃和調(diào)峰補償，穩(wěn)定性非常低；內(nèi)蒙古、山西等地區(qū)則主要依靠容量補償。
而容量補償方面，隨著電力市場建設(shè)的不斷推進，容量補償機制未來將逐步過渡到容量電價機制。2025年以來，甘肅、寧夏等省份已陸續(xù)出臺容量電價相關(guān)政策——
7月14日，甘肅發(fā)布《關(guān)于建立發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知（征求意見稿）》，市場初期，煤電機組、電網(wǎng)側(cè)新型儲能容量電價標(biāo)準(zhǔn)暫按每年每千瓦330元執(zhí)行，執(zhí)行期限2年。
9月12日，寧夏印發(fā)《建立發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知（征求意見稿）》，容量電價標(biāo)準(zhǔn)方面，2025年為100元/kW?年，2026年起上調(diào)至165元/kW?年。
獨立儲能為電力市場注入亟需的靈活性，通過提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等多種輔助服務(wù)，有效提升了電網(wǎng)運行的安全性與效率。更為重要的是，獨立儲能的發(fā)展直接推動了現(xiàn)貨市場、容量市場和輔助服務(wù)市場的完善與價格發(fā)現(xiàn)，是電力市場深化改革、構(gòu)建“源網(wǎng)荷儲”融合發(fā)展的重要催化劑，為新型電力系統(tǒng)提供更堅實的支撐。
