中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：從2020年的不足300萬(wàn)千瓦，到2025年10月的超1億千瓦，中國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模（不含抽水蓄能）在五年間增長(zhǎng)了超過30倍。
2025年2月，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局發(fā)布136號(hào)文，取消了新能源發(fā)電項(xiàng)目強(qiáng)制配套儲(chǔ)能建設(shè)的規(guī)定，業(yè)內(nèi)一度因此產(chǎn)生悲觀情緒。但行至年底，儲(chǔ)能建設(shè)的熱情并未出現(xiàn)預(yù)期中的下降，儲(chǔ)能項(xiàng)目的招標(biāo)規(guī)模反而出現(xiàn)爆發(fā)式增長(zhǎng)。2025年頭十個(gè)月的招標(biāo)量（372.5GWh），就是2024年（171.4GWh）的2.2倍，2023年（112.6GWh）的3.3倍。儲(chǔ)能項(xiàng)目的建設(shè)周期一般為12個(gè)-24個(gè)月，這意味著未來(lái)一兩年的投運(yùn)量將三位數(shù)增長(zhǎng)。
這背后的邏輯，是儲(chǔ)能行業(yè)的增長(zhǎng)動(dòng)力已迅速?gòu)恼唑?qū)動(dòng)變成市場(chǎng)驅(qū)動(dòng)。更換增長(zhǎng)引擎之后，儲(chǔ)能行業(yè)的商業(yè)邏輯、商業(yè)模式都在發(fā)生變化。主要的變量有四個(gè)。
第一，過去電源側(cè)儲(chǔ)能作為必要成本項(xiàng)計(jì)入新能源項(xiàng)目整體財(cái)務(wù)模型，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能可憑借容量租賃獲得固定收益。而現(xiàn)在，儲(chǔ)能電站作為獨(dú)立主體，需要在仍在完善中的電力現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場(chǎng)中尋找盈利點(diǎn)，容量補(bǔ)償和容量電價(jià)成為關(guān)鍵變量。
第二，用戶側(cè)儲(chǔ)能現(xiàn)行商業(yè)模式所仰賴的分時(shí)電價(jià)峰谷差，正在多地經(jīng)歷頻繁且劇烈的調(diào)整：計(jì)費(fèi)基數(shù)、峰谷時(shí)段和價(jià)差幅度都在變動(dòng)。儲(chǔ)能投資熱土江蘇和浙江，分時(shí)電價(jià)差都在縮小，這直接影響儲(chǔ)能投資收益。四川出臺(tái)的征求意見方案更試圖一步到位取消行政定價(jià)，讓電價(jià)完全由市場(chǎng)供求決定。當(dāng)穩(wěn)定的電價(jià)差收益變得不穩(wěn)定之后，儲(chǔ)能企業(yè)就必須探索分時(shí)電價(jià)價(jià)差套利之外的收益模式，包括參與需求側(cè)響應(yīng)、虛擬電廠和電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易等，這是新課題、新挑戰(zhàn)、新機(jī)遇。
第三，決定儲(chǔ)能行業(yè)規(guī)模的，是以風(fēng)光電為主體的新型電力系統(tǒng)需要多大規(guī)模的靈活性調(diào)節(jié)資源。新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)的速度，決定了對(duì)調(diào)節(jié)資源的需求，新型儲(chǔ)能與煤電、氣電、抽水蓄能等傳統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻資源相比是否有競(jìng)爭(zhēng)力，決定了儲(chǔ)能在調(diào)節(jié)資源中的份額。
第四，儲(chǔ)能行業(yè)投資主體的變化。以往的主力軍是以“五大六小”發(fā)電集團(tuán)和“兩網(wǎng)兩建”為代表的央企，以及地方能源國(guó)企。2025年10月，第三方企業(yè)投資的儲(chǔ)能投運(yùn)規(guī)模占比過半，罕見地超過了央企。這其中，來(lái)自高耗能行業(yè)的企業(yè)爭(zhēng)當(dāng)儲(chǔ)能業(yè)主，尤其引人注目。
這四個(gè)變量，共同決定了中國(guó)儲(chǔ)能行業(yè)的未來(lái)之路。
▌三大市場(chǎng)機(jī)制重塑源網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能投資
儲(chǔ)能按照并網(wǎng)位置分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。其中，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的儲(chǔ)能因?yàn)楣β屎腿萘慷酁檎淄呒?jí)以上，占總裝機(jī)容量的九成以上。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易規(guī)則如何設(shè)定、輔助服務(wù)市場(chǎng)如何完善、容量成本疏導(dǎo)機(jī)制如何建立，這三點(diǎn)直接影響儲(chǔ)能項(xiàng)目投資回報(bào)。
電力現(xiàn)貨市場(chǎng)方面，2025年11月，中國(guó)省級(jí)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)已實(shí)現(xiàn)基本全覆蓋，提前約兩個(gè)月完成年初國(guó)家發(fā)展改革委制定的目標(biāo)。雖然市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)了“從無(wú)到有”，但是“質(zhì)量”參差不齊。比如，價(jià)格限值和二次限價(jià)的規(guī)則、以多長(zhǎng)時(shí)間為交易節(jié)點(diǎn)、儲(chǔ)能作為新型經(jīng)營(yíng)主體是以發(fā)電側(cè)還是用戶側(cè)身份參與交易等差異，都會(huì)影響到儲(chǔ)能從現(xiàn)貨市場(chǎng)可獲得的收益。
輔助服務(wù)市場(chǎng)主要提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用、爬坡四類服務(wù)。截至2025年5月，全國(guó)共有16個(gè)省建立調(diào)峰市場(chǎng)、15個(gè)省建立調(diào)頻市場(chǎng)、2個(gè)省建立爬坡市場(chǎng)。輔助服務(wù)市場(chǎng)如何完善，目前中央層面沒有統(tǒng)一部署，原則上由各地自行決定。其中，與現(xiàn)貨市場(chǎng)的銜接程度、服務(wù)品種的數(shù)量、服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偡绞降纫蛩兀紩?huì)影響到儲(chǔ)能的收益。
以山西為例，2025年3月山西輔助服務(wù)市場(chǎng)開放調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)以后，一些儲(chǔ)能電站每度電的綜合充放收益躍升至0.4元到0.5元，項(xiàng)目?jī)?nèi)部收益率（IRR）高至15%到20%。2025年11月，山西省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清周期由15分鐘調(diào)整為5分鐘，儲(chǔ)能電站的收益進(jìn)一步提升。
容量成本疏導(dǎo)機(jī)制關(guān)注度最高。目前各省電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)程不一，源網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能套利空間有限且波動(dòng)性大，在缺乏容量成本疏導(dǎo)機(jī)制的情況下，儲(chǔ)能投資難以確?；厥粘杀?。目前，數(shù)個(gè)省份出臺(tái)的容量成本疏導(dǎo)機(jī)制分為兩類：容量補(bǔ)償和容量電價(jià)。區(qū)別在于，補(bǔ)償成本是由發(fā)電企業(yè)分?jǐn)偅妰r(jià)成本則傳導(dǎo)給以工商業(yè)為主的電力用戶，納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)，由電網(wǎng)公司代收。業(yè)內(nèi)認(rèn)為，容量電價(jià)的思路更可行，有可能從明年開始落地推廣。
中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）副秘書長(zhǎng)李臻認(rèn)為，目前國(guó)家層面尚未出臺(tái)關(guān)于新型儲(chǔ)能容量成本疏導(dǎo)的相關(guān)政策。無(wú)論是從保障系統(tǒng)容量充裕度還是從穩(wěn)定投資者信心的角度，未來(lái)都需要統(tǒng)籌考慮各類調(diào)節(jié)資源的容量需求，在國(guó)家電價(jià)政策的整體框架下，研究合理的容量補(bǔ)償機(jī)制。至于補(bǔ)償?shù)膬r(jià)格和方式，這與各地的新能源建設(shè)規(guī)模、可調(diào)節(jié)資源豐富程度、電價(jià)可承受水平等情況有關(guān)，難以一概而論。
中信建投朱玥團(tuán)隊(duì)測(cè)算，內(nèi)蒙古提出2025年容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.35元/kWh，河北推出的容量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)則是100元/kW，以100MW/400MWh的儲(chǔ)能容量計(jì)算，河北模式和內(nèi)蒙古模式的獨(dú)立儲(chǔ)能電站IRR分別達(dá)到6.2%和14.8%。這高于大型國(guó)企項(xiàng)目投資原則上不低于6%到8%的要求。
現(xiàn)階段各省給出的容量成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)并不固定。根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局2025年11月中旬下發(fā)的通知，2026年度獨(dú)立儲(chǔ)能向公共電網(wǎng)釋放電量，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.28元/kWh，較2025年度下降了20%。另外，通知還明確了原則上日內(nèi)全容量充電次數(shù)不得超過1.5次，為獨(dú)立儲(chǔ)能電站可獲得的容量補(bǔ)償設(shè)定了上限，未來(lái)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)還將一年一定。其他省份也有類似規(guī)定。
▌工商業(yè)儲(chǔ)能：峰谷電價(jià)差不再能保證投資收益
用戶側(cè)儲(chǔ)能分為工商業(yè)儲(chǔ)能和戶用儲(chǔ)能，國(guó)內(nèi)市場(chǎng)工商業(yè)儲(chǔ)能絕對(duì)主導(dǎo)。用戶側(cè)儲(chǔ)能目前在中國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)容量中所占比例僅為一成，但其貼近終端用戶，增長(zhǎng)潛力高，吸引了眾多社會(huì)投資主體。
“市場(chǎng)化程度高”是用戶側(cè)儲(chǔ)能的標(biāo)簽，其商業(yè)模式基于市場(chǎng)供需而非政策強(qiáng)制，各環(huán)節(jié)參與者充分競(jìng)爭(zhēng)，形成了高度市場(chǎng)化的生態(tài)。但本質(zhì)上，用戶側(cè)儲(chǔ)能依賴峰谷價(jià)差套利，而價(jià)差大小是行政定價(jià)，并非市場(chǎng)實(shí)時(shí)形成，其穩(wěn)定性也取決于政策。
2025年的分時(shí)電價(jià)政策，多地都經(jīng)歷了頻繁且劇烈的調(diào)整，從計(jì)價(jià)基數(shù)、峰谷時(shí)段到價(jià)差比例，乃至目錄電價(jià)的定價(jià)規(guī)則，這徹底打破了投資者以往的商業(yè)模型，也改寫了投資者對(duì)投資目的地的評(píng)價(jià)。安徽、河南等省受益于峰谷價(jià)差拉大而被視為新興市場(chǎng)，過去的主力投資區(qū)如江蘇和浙江，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性受到?jīng)_擊。
2025年6月，江蘇執(zhí)行新規(guī)，全面調(diào)整分時(shí)電價(jià)。上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、電度輸配電價(jià)、政府性基金及附加原本都屬于分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)對(duì)象，調(diào)整后都排除在外。以電網(wǎng)代購(gòu)電價(jià)格初步估算，江蘇新政前后的峰谷價(jià)差從0.85元/kWh左右降到0.65元/kWh左右，平谷價(jià)差將從約0.37元/kWh降到0.28元/kWh，下降幅度約25%。
2025年10月，浙江發(fā)布征求意見稿，同樣對(duì)工商業(yè)分時(shí)電價(jià)計(jì)價(jià)基礎(chǔ)做出調(diào)整，不再將輸配電價(jià)和政府性基金及附加作為浮動(dòng)對(duì)象。同時(shí)將午間低谷時(shí)段延長(zhǎng)1小時(shí)，并調(diào)整了浮動(dòng)比例。以國(guó)網(wǎng)浙江今年9月大工業(yè)電價(jià)測(cè)算，儲(chǔ)能項(xiàng)目加權(quán)電價(jià)價(jià)差約從0.83元/kWh降至0.60元/kWh，降幅約28.5%。
2025年10月當(dāng)月，江蘇、浙江、廣東三省合計(jì)新增儲(chǔ)能項(xiàng)目430個(gè)，同比下降41%。其中，江蘇同比下降36%，浙江同比下降64%。這三個(gè)省份此前長(zhǎng)期被視為用戶側(cè)儲(chǔ)能投資回報(bào)率最高的市場(chǎng)，也是備案項(xiàng)目數(shù)量最多、備案容量最高的地區(qū)。
各地之所以頻繁調(diào)整分時(shí)電價(jià)，是想根據(jù)電力市場(chǎng)反饋的價(jià)格信號(hào)來(lái)及時(shí)調(diào)節(jié)供需關(guān)系。而影響市場(chǎng)價(jià)格的主要變量在于新能源的接入規(guī)模、大工業(yè)用戶電氣化提升程度及其用電時(shí)段特性。這種調(diào)整也在很多地區(qū)客觀上起到了降低整體電價(jià)的作用。
江浙是通過加快行政調(diào)價(jià)頻率來(lái)引導(dǎo)市場(chǎng)供求，四川省走得更遠(yuǎn)，試圖取消行政定價(jià)，一步到位由市場(chǎng)定價(jià)。2025年11月18日，四川省發(fā)布《2026年電力市場(chǎng)交易總體方案（征求意見稿）》，明確除夏季高溫時(shí)段外，零售企業(yè)可與用戶根據(jù)批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)協(xié)商簽訂分時(shí)電價(jià)合同。這一做法打破了傳統(tǒng)固定峰谷差的價(jià)格保險(xiǎn)，讓市場(chǎng)供需關(guān)系成為電價(jià)的決定因素，被業(yè)內(nèi)視為一步到位的電價(jià)改革。盡管2025年12月1日四川省能源局發(fā)文稱“采納相關(guān)意見，零售用戶非現(xiàn)貨聯(lián)動(dòng)電量按照現(xiàn)行分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行”，預(yù)示推進(jìn)節(jié)奏放緩，但從中仍可看出，電價(jià)與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的高度銜接，將是未來(lái)的方向。
目前，市場(chǎng)投資者和運(yùn)營(yíng)商正在探索傳統(tǒng)分時(shí)電價(jià)峰谷套利之外的其他收益途徑，包括參與需求側(cè)響應(yīng)、虛擬電廠和電力現(xiàn)貨市場(chǎng)等，但是由于配套政策的出臺(tái)仍需時(shí)間、商業(yè)模式尚未形成閉環(huán)，實(shí)質(zhì)性進(jìn)展較少。
▌新型儲(chǔ)能能否成為主力調(diào)節(jié)資源
完善電力市場(chǎng)交易機(jī)制對(duì)儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展意義重大，但決定儲(chǔ)能行業(yè)規(guī)模的，是以風(fēng)光電為主體的新型電力系統(tǒng)需要多大規(guī)模的靈活性調(diào)節(jié)資源。缺口的大小和緊迫性，決定了儲(chǔ)能行業(yè)的發(fā)展節(jié)奏。
中金研究院2025年9月發(fā)布的研報(bào)測(cè)算，未來(lái)五年國(guó)內(nèi)將新增11.7億千瓦非化石能源電力裝機(jī)。到2030年，風(fēng)光累計(jì)裝機(jī)量將達(dá)到28億千瓦以上，電力系統(tǒng)的靈活性成為可再生能源并網(wǎng)消納的關(guān)鍵因素。
“十五五”期間，電力系統(tǒng)靈活性主要靠煤電靈活性改造、新型儲(chǔ)能、抽水蓄能和需求響應(yīng)等手段來(lái)實(shí)現(xiàn)。
煤電的定位已由主體電源向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。根據(jù)《關(guān)于開展全國(guó)煤電機(jī)組改造升級(jí)的通知》，“十四五”期間煤電靈活性改造的規(guī)模達(dá)到2億千瓦，預(yù)計(jì)“十五五”將在3億千瓦左右，按平均增加20%的調(diào)峰能力估算，相當(dāng)于釋放了60GW的靈活性調(diào)節(jié)空間。
除了確?？煽康幕痣娙萘?，還需要發(fā)展抽水蓄能、新型儲(chǔ)能等可調(diào)度裝機(jī)以滿足靈活調(diào)峰需求。相比電化學(xué)儲(chǔ)能，現(xiàn)階段抽水蓄能技術(shù)更為成熟，平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）更低。因此，“十五五”期間抽水蓄能建設(shè)仍將處于高峰期。根據(jù)《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，到2030年抽蓄總規(guī)模將達(dá)1.2億千瓦左右，這意味著“十五五”期間還將新增58GW抽蓄裝機(jī)。
盡管從數(shù)值來(lái)看，儲(chǔ)能裝機(jī)的理論缺口和預(yù)期規(guī)模相對(duì)穩(wěn)定，但這種缺口未必能及時(shí)轉(zhuǎn)化為市場(chǎng)投資。其傳導(dǎo)效率取決于有無(wú)有效的市場(chǎng)機(jī)制?；谶@一原則，還有三個(gè)變量會(huì)影響儲(chǔ)能行業(yè)的發(fā)展速度。
一是新能源新增裝機(jī)量。受136號(hào)文影響，2025年三季度風(fēng)電和光伏的裝機(jī)量同比分別下降30%、55%，環(huán)比降幅更大。
二是存量新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)的速度。2025年5月31日以前投產(chǎn)的新能源將逐漸進(jìn)入電力市場(chǎng)，但各地時(shí)間表尚未完全公布。
三是新能源的配儲(chǔ)比例。多數(shù)機(jī)構(gòu)在預(yù)測(cè)時(shí)按照新能源裝機(jī)的10%到20%測(cè)算配儲(chǔ)需求。自然資源保護(hù)協(xié)會(huì)能源轉(zhuǎn)型項(xiàng)目高級(jí)主管黃輝發(fā)現(xiàn)，隨著大基地外送新能源增多，新型儲(chǔ)能的應(yīng)用空間有望進(jìn)一步擴(kuò)大。以近期啟動(dòng)的內(nèi)蒙古庫(kù)布齊沙漠中北部“沙戈荒”新能源大基地為例，配儲(chǔ)比重已達(dá)40%。
▌第三方力量加入儲(chǔ)能投資
儲(chǔ)能以往的投資主力是能源央企和地方能源國(guó)企。2025年10月，福光新能源等民營(yíng)發(fā)電企業(yè)、精控能源等新能源制造企業(yè)等第三方企業(yè)投資的項(xiàng)目，在新增的源網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)中的比例罕見過半。與之對(duì)照，“五大六小”央企發(fā)電集團(tuán)的投資占比從9月的41%降至10月的31%。
這是一個(gè)重要信號(hào)，說(shuō)明無(wú)論是源網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能還是用戶側(cè)儲(chǔ)能，投資主體都顯示出新舊交替、主力反轉(zhuǎn)的跡象。
“國(guó)家隊(duì)”投資收縮有兩個(gè)重要原因。一是它們中的絕大多數(shù)“十四五”清潔能源裝機(jī)目標(biāo)已經(jīng)基本完成或超額完成，再加上政策不再要求強(qiáng)制配儲(chǔ)，儲(chǔ)能作為配套投資自然回落。二是今后儲(chǔ)能收益的不確定性大大增強(qiáng)，格外倚重當(dāng)?shù)仉娏κ袌?chǎng)的成熟度，倚重項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)及交易能力，因此國(guó)企對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目的審批會(huì)更加慎重。
目前“十四五”的任務(wù)已經(jīng)完成，“十五五”的任務(wù)尚未下達(dá)，在這個(gè)窗口期，“國(guó)家隊(duì)”的保守態(tài)度為第三方企業(yè)騰出了更大空間。
第三方企業(yè)擴(kuò)大投資的動(dòng)力如下：一是儲(chǔ)能系統(tǒng)的成本下降明顯，目前儲(chǔ)能電站的單位造價(jià)普遍降至1元/Wh以內(nèi)，這與大容量電芯的推廣、碳酸鋰等關(guān)鍵原材料價(jià)格大幅下降以及頭部企業(yè)擴(kuò)產(chǎn)帶來(lái)的規(guī)模效應(yīng)有關(guān)。二是多省出臺(tái)容量補(bǔ)償和容量電價(jià)機(jī)制，結(jié)合電力現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場(chǎng)，投資回報(bào)率相對(duì)可觀。三是看好儲(chǔ)能市場(chǎng)前景，提前布局。
北京熙誠(chéng)能源投資有限公司項(xiàng)目開發(fā)部負(fù)責(zé)人李冬介紹說(shuō)，前幾年他所在的公司長(zhǎng)期專注儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)的股權(quán)融資，現(xiàn)在工作重心轉(zhuǎn)向?qū)ひ拑?yōu)質(zhì)儲(chǔ)能電站投資項(xiàng)目，因?yàn)楹芏鄥^(qū)域的儲(chǔ)能電站已頗具經(jīng)濟(jì)性。而顧慮在于，一是這一輪電力市場(chǎng)化改革起步不久，多數(shù)電站缺乏可參考的連續(xù)運(yùn)營(yíng)數(shù)據(jù)。二是缺乏可信賴的資源方承擔(dān)類似擔(dān)保方責(zé)任，投資風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較高。但超前投資仍是必要的?！暗鹊剿腥硕寄芸辞?，要么競(jìng)爭(zhēng)過于激烈、代價(jià)過高，要么階段性紅利已經(jīng)被吃完了?！?/span>
在用戶側(cè)儲(chǔ)能，高耗能企業(yè)逐漸成為業(yè)主中的絕對(duì)主力。2025年9月，冶金、化工、紡織等高耗能企業(yè)作為業(yè)主的裝機(jī)規(guī)模占工商業(yè)儲(chǔ)能總裝機(jī)的比例為73%，較2025年7月提高了33個(gè)百分點(diǎn)。
結(jié)合李臻、黃輝及多位行業(yè)人士的分析來(lái)看，高耗能企業(yè)的投資儲(chǔ)能熱情提振，既有外力也有內(nèi)因。
從企業(yè)外部來(lái)看，要求高耗能行業(yè)更多使用綠電的壓力逐步加大。盡管它們可以通過購(gòu)買綠證（GEC）或是與綠色電力發(fā)電方簽訂電力購(gòu)銷協(xié)議（PPA）來(lái)達(dá)成，而不是必須自建光伏和儲(chǔ)能電站，但是前兩種方案均有弊端。GEC的價(jià)格不確定性較高，且在國(guó)內(nèi)跨省的流動(dòng)性和國(guó)際市場(chǎng)的認(rèn)可度不高。PPA要求提前鎖定購(gòu)電量，但高耗能企業(yè)的生產(chǎn)用電存在波動(dòng)，為提高綠電消納比例，也要利用儲(chǔ)能削峰填谷。
廣發(fā)證券測(cè)算，以中國(guó)目前光伏EPC造價(jià)2.8元/W、儲(chǔ)能0.8元/W來(lái)測(cè)算，在40%配儲(chǔ)比例+4小時(shí)放電的配儲(chǔ)條件下，自建光儲(chǔ)的度電成本為0.26元-0.326元/kWh，約等于燃煤標(biāo)桿電價(jià)。這在光照資源豐富的地區(qū)成本優(yōu)勢(shì)明顯，刺激了高耗能行業(yè)的儲(chǔ)能投資。
從企業(yè)內(nèi)部來(lái)看，配置儲(chǔ)能可通過削峰填谷降低最大需電量，幫助采用“最大需量計(jì)費(fèi)”的高耗能企業(yè)減少兩部制電價(jià)中的基礎(chǔ)電費(fèi)，同時(shí)降低電網(wǎng)高峰時(shí)段的負(fù)荷占用，且有助于其獲得更多碳排放配額。
對(duì)電解鋁、數(shù)據(jù)中心等高耗能行業(yè)而言，儲(chǔ)能正在成為一種戰(zhàn)略性新型資產(chǎn)。除了幫助企業(yè)履行綠電消納責(zé)任、應(yīng)對(duì)產(chǎn)品碳足跡核查、規(guī)避因碳排放引發(fā)的額外開支和減產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)，儲(chǔ)能電站作為優(yōu)質(zhì)固定資產(chǎn)，還能創(chuàng)造持續(xù)的運(yùn)營(yíng)收益，進(jìn)而增強(qiáng)企業(yè)財(cái)務(wù)信用。
