中國儲能網訊：近日，國家發(fā)改委、國家能源局聯合印發(fā)《新型儲能規(guī)?；ㄔO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規(guī)模達到1.8億千瓦以上的發(fā)展目標，為尚處于規(guī)?；l(fā)展初期的新型儲能產業(yè)進一步指明了方向，更標志著行業(yè)發(fā)展從政策驅動為主、追求裝機量增長的“1.0時代”，邁入以市場化驅動為核心、追求高質量與多元發(fā)展的“2.0時代”，對引導產業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展具有里程碑式意義。
四大因素驅動儲能產業(yè)
從規(guī)模擴張到價值重構
截至2025年9月底，我國新型儲能裝機規(guī)模超過1億千瓦，與“十三五”末相比增長超30倍，裝機規(guī)模占全球總裝機比例超過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構性矛盾。根據中電聯統(tǒng)計，2024年已投運的電化學儲能項目平均利用率指數不足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“裝機熱、運營冷”的現象，除了之前大量項目是源于新能源強制配儲的政策驅動外，技術同質化、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。重塑新型儲能的產業(yè)價值，還需從發(fā)展動能、技術路線、應用場景和競爭格局四個維度深入理解當前產業(yè)的結構性變化。
發(fā)展動能之變：從“強制配儲”到“市場化驅動”的政策拐點已至。事實上，早在今年初的《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》，亦即業(yè)內所稱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、并網、上網等的前置條件”，徹底打破了“強制配儲”的行政藩籬。這一政策調整初期也確實引發(fā)了行業(yè)內不小的市場震蕩，根據中關村儲能產業(yè)技術聯盟統(tǒng)計，2025年一季度，全國新型儲能新增裝機量同比首次出現負增長，部分地區(qū)項目備案數量銳減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性影響，反而把選擇權交還給市場后，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、缺乏核心競爭力的投機性項目，從而倒逼企業(yè)加大技術和商業(yè)模式創(chuàng)新力度。此次儲能新政更是進一步明確了儲能的價值在于為全系統(tǒng)提供調峰、調頻、爬坡、系統(tǒng)備用等增值服務，絕非作為新能源的“附屬品”存在。未來三年，儲能產業(yè)也將由“拼價格”轉向“拼價值”。
技術路線之變：從“鋰電獨秀”到“多元突圍”的適應性演進。截至2024年，鋰電池儲能仍占據新型儲能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，技術路線也呈現多元競爭的態(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城全容量并網發(fā)電，創(chuàng)造了單機功率、儲能規(guī)模和轉換效率三項世界紀錄；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方向之一，也在加緊布局。技術路線的多元化，實質是儲能產業(yè)從標準化產品向場景化解決方案演進的標志，不同技術將在各自適配領域發(fā)揮其特有價值。
應用場景之變：從“單一功能”到“多功效融合”的邊界拓展。在電源側，沙漠戈壁大型風光基地從“自建自用”轉向“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利用率，投資回報率也得到明顯改善。在電網側，獨立儲能電站不再被視為“被動負荷”，而是通過參與調頻、爬坡、慣量支撐等輔助服務，成為調度機構可用的主動響應電源，隨著我國輔助服務市場的日益成熟，這部分收益也會提高儲能項目的整體經濟性。在用戶側，隨著各省峰谷電價的相關政策密集出臺，越來越多的負荷資源選擇主動配儲，不僅為了省電費，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，又能幫助數據中心實現峰谷價差套利的雙重收益。應用場景的裂變，使儲能從成本項變?yōu)閮r值創(chuàng)造項。
產業(yè)競爭方向之變：從“價格內卷”到“數字賦能”的智慧升級。隨著政策和市場需求的變化、技術和應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)，轉向“硬件+軟件+服務”一體化解決方案的綜合價值比拼。今年8月中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會發(fā)布“反內卷”倡議，寧德時代、比亞迪等上百家頭部企業(yè)聯合簽署，進一步明確將競爭焦點從規(guī)模擴張轉向全鏈路精細化運營。在產品端，體現為不再簡單注重電池密度、循環(huán)壽命等的電池系統(tǒng)，而是涵蓋構網能力、智能監(jiān)測、自動優(yōu)化效能等的智慧平臺比拼。因此，數字化賦能自然成為競爭新戰(zhàn)場，“儲能+AI”技術在智能調度、電池狀態(tài)預測、優(yōu)化電力交易等方面的應用，將逐步成為未來行業(yè)競爭的焦點。
從“煤電專屬”到“火儲同權”：
容量電價補償機制漸行漸近
儲能價值的發(fā)揮絕不僅基于行業(yè)內部的技術或模式創(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)展初期的新興產業(yè)，直接推向市場風險較大，建立合理的成本回收與價值回報機制或是當務之急?？紤]為電力系統(tǒng)提供類似靈活性價值的抽水蓄能、煤電都配套了相應的容量補償機制，新型儲能的容量電價機制也應提上日程。
從國家層面看，主管部門已為煤電、抽水蓄能等具備靈活調節(jié)能力的電源建立了相應的容量電價補償機制。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)定投資預期，但主要考慮兩類電源在電力系統(tǒng)中承擔的負荷差異，容量電價所覆蓋的成本比例存在差異，抽水蓄能按照“準許成本+合理收益”的核價原則，對當前已投運的電站“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)一標準330元/千瓦·年的30%~50%。也正是因為抽水蓄能的容量補償較高，所以電量電費基本只回收抽水、發(fā)電的運行成本，同時輔助服務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，目前容量電費均通過系統(tǒng)運行費由工商業(yè)用戶按用電量比例分攤回收，這也為后續(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，也多次強調要為新型儲能提供容量電價等機制保障。
從地方層面看，廣東、山東、內蒙古、河南等地已將新型儲能納入補償范圍，雖然補償方式和標準各地不同，但“火儲同權”的容量補償時代已經開啟。其中，廣東、河北、寧夏等地直接參考對標當地煤電補償標準，以年度或月度容量費補充實現新型儲能與煤電機組“同工同酬”，尤其甘肅最新出臺的容量補償，直接按330元/千瓦·年的標準對齊煤電容量補償，雖然按“滿功率放電時長/6”核定有效容量的原則相當于給補償標準按系數“打折”，但對長時儲能還是有較大吸引力；山東則更加市場化，將容量補償電價與現貨市場掛鉤，每月根據發(fā)電側機組的總補償需求和有效容量動態(tài)調整，形成市場化浮動機制，對獨立儲能按實際調用充放電量的度電標準給予補償，既保留了容量補償的穩(wěn)定性，又引入了市場化競爭和實際調用考核，實現了“容量補償”與“電量激勵”相融合；內蒙古同樣采用度電補貼方式，只是簡化了補償電價的折算方式，2025年執(zhí)行0.35元/千瓦時的放電量補償標準，且承諾了10年的補償執(zhí)行期，為項目提供長期穩(wěn)定收益預期，極大降低了融資難度，這也使得內蒙古一度成為136號文發(fā)布后儲能投資最熱的市場之一；河南則進一步構建“兜底收益+成本減免+調度保障”三位一體機制，現貨收益不足時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)運行費及政府性基金，并明確年調用不低于350次，通過降低運營成本和強制調度頻次，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償提供了差異化范本，推動“火儲同權”從理念走向實踐。
盡管地方在通過容量補償機制推動新型儲能發(fā)展方面已取得一定進展，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)一標準，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，無法體現其快速響應價值。二是對于補償資金來源存在分歧，目前煤電、抽水蓄能容量電費由工商業(yè)用戶分攤已引發(fā)電價上漲擔憂，若再納入儲能，擔心用戶側負擔過重，且新型儲能種類繁多，體現價值也不一樣，費用分攤機制更需精細設計。三是資源中立性原則有待進一步確立，目前市場呼吁容量補償應秉持“技術中立”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償都有各自的“補丁”，想要同臺競爭不太現實，且涉及到“保供”導向或對存量煤電有所傾斜等，全國統(tǒng)一政策出臺或仍需進一步完善相關機制。
規(guī)?；哔|量發(fā)展之路
仍需市場進一步完善
值得注意的是，僅靠容量補償機制仍不足以支撐我國新型儲能的規(guī)模化高質量發(fā)展。從國外成熟市場經驗看，英美澳等儲能發(fā)展較好的地區(qū)，不僅現貨市場價差夠大，而且有豐富多樣的輔助服務或容量機制，這部分盈利甚至成為儲能電站的主要收益來源。通過構建“電能量+輔助服務+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，大大提高了當地電力系統(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)定運行的威脅；另一方面，也一定程度上抑制了輔助服務費用的快速增長。未來隨著儲能技術進步及成本進一步降低，可以幫助系統(tǒng)實現靈活調節(jié)資源的“新陳代謝”，從而達到穩(wěn)定甚至降低系統(tǒng)成本的目的。這也從另一個側面說明，通過儲能可以保證高比例新能源電力系統(tǒng)的安全高效運行。
從國內當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準也不統(tǒng)一。這就導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化為實際收益，或進一步影響投資的積極性。未來要真正通過市場驅動新型儲能規(guī)?；哔|量發(fā)展，還需在以下三方面進一步完善相關機制：
一是適度放開電力現貨市場電價波動范圍的限制，進一步拉大峰谷價差，使價格信號真實反映電力供需的時空價值，同時優(yōu)化分時電價機制，為儲能創(chuàng)造合理的電能量套利空間，充分釋放其調峰價值。
二是循序漸進推進容量補償機制，在我國電力現貨、輔助服務市場尚未完全建成，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，當務之急是參照抽水蓄能或煤電標準出臺統(tǒng)一的新型儲能容量電價核定規(guī)范與實施細則，通過固定收益保障儲能基本運營成本，肯定其系統(tǒng)容量價值，這不僅符合《電力法》提出的“同網同質同價”原則，也能給儲能投資者吃下“定心丸”，未來在相關機制持續(xù)完善的情況下，再逐步探索基于市場的容量補償機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，推動輔助服務費用逐步向用戶側疏導，真正實現“誰受益、誰承擔”；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，實現規(guī)?；哔|量發(fā)展。
