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新型儲能發(fā)展的定位，自從問世的那一天起，從來就不缺少爭議，爭議一直還非常激烈：諸如 " 到底要不要強制配儲 "、" 建而不調(diào)問題要怎么解決 " 以及最最核心的—— " 儲能到底能不能 "？

然而，隨著 2025 年開年一紙最新文件下達，爭議聲中的儲能迎來一個階段性大轉(zhuǎn)折。

1 月 6 日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力優(yōu)化專項行動實施方案（2025-2027 年）》 ( 簡稱《實施方案》 ) ，擲地有聲力挺新型儲能。

之所以說 " 擲地有聲 "，是因為該文件力挺儲能的大背景充滿緊迫感：中國新能源裝機在逼近 14 億千瓦歷史關(guān)口之后，未來數(shù)年每一年都要實現(xiàn)新增裝機 2 億千瓦以上，且要保障新能源利用率不低于 90%。既要保裝機，又要保消納，沒有一個異常強大的調(diào)節(jié)資源體系是絕對不行的。

針對目前現(xiàn)實存在的行業(yè)痛點，《實施方案》提出了力挺新型儲能的幾項措施：一是針對配儲 " 建而不調(diào) "，強調(diào) " 優(yōu)先調(diào)度新型儲能 " 以及 " 應(yīng)調(diào)盡調(diào) "；二是強調(diào)優(yōu)化新型儲能的充放電價差機制，讓它有錢可賺；三是罕見提出 " 建立市場化容量補償機制 "，這讓業(yè)內(nèi)對儲能容量電價出臺的可能性多了幾分樂觀。

非常時期的 " 定調(diào) " 之下，新型儲能已經(jīng)站上了新的歷史起點。

爭議聲中再出發(fā)

新能源強制性配儲，是由地方政府發(fā)起的，最早可追溯至 2017 年。

2017 年，青海省發(fā)改委印發(fā)《2017 年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》，要求列入規(guī)劃年度開發(fā)的風(fēng)電項目按照裝機規(guī)模的 10% 配套建設(shè)儲電裝置。以該文件的發(fā)布為標(biāo)志，此后數(shù)年間尤其是 " 雙碳 " 目標(biāo)提出后，先后有 20 多個省區(qū)市效仿跟進。

值得注意的是，在新能源強制配儲（即業(yè)界所說的 " 大儲 "）之外，在東部用電負(fù)荷中心，與工商業(yè)分布式光伏相配套，工商業(yè)儲能也自下而上自發(fā)生長起來。且由于充放電價差機制可以作為投資收益模式，工商業(yè)儲能一直被業(yè)界所看好。

截至 2024 年底，中國新型儲能裝機已經(jīng)突破了 7800 萬千瓦的歷史大關(guān)；首個儲能系統(tǒng)集成商海博思創(chuàng)也在科創(chuàng)板順利過會。這一切，似乎都在傳達著樂觀的信號。

然而，即使是政策再定調(diào)后重新披掛上陣，新型儲能仍要與諸多爭議相伴而行。而這一爭議，核心指向仍是儲能的調(diào)節(jié)能力。

質(zhì)疑新型儲能的聲音，以中國工程院院士劉吉臻和南方電網(wǎng)專家委員會專職委員鄭耀東最具代表性。劉吉臻認(rèn)為，給電力系統(tǒng)做調(diào)節(jié)，儲能的作用十分有限，就如同 " 用上幾只礦泉水桶來給長江做調(diào)節(jié) "。而鄭耀東則直接對 " 源網(wǎng)荷儲 " 這一概念提出質(zhì)疑，認(rèn)為 " 儲能與前三者根本就不在一個量級上。"

儲能的調(diào)節(jié)應(yīng)用到底情況如何？2024 年底，官方終于給出了數(shù)據(jù)：國家能源局在 2024 年第四季度新聞發(fā)布會上公布，2024 年 1 月至 8 月，全國 5800 萬千瓦的新型儲能，累計充放電量約 260 億千瓦時。

據(jù)此簡單約略推算，5800 萬千瓦的新型儲能全年可實現(xiàn)累計充放電量 400 億千瓦時左右，如果單獨計算儲能放電調(diào)峰的電量，大概不到 200 億千瓦時。

中國近 14 億千瓦的風(fēng)光裝機，年發(fā)電量大概在 1.8 萬億千瓦時左右。儲能不足 200 億千瓦時的調(diào)峰電量，之于風(fēng)光新能源 1.8 萬億千瓦時的發(fā)電量，占比僅僅為百分之一左右。

可見新型儲能的調(diào)節(jié)能力遠(yuǎn)不是足夠的。因而 " 新起點 " 之后的發(fā)展中，新型儲能最需要解決的就是調(diào)節(jié)能力問題。因為拋開征調(diào)機制需要不斷完善等因素，新型儲能的調(diào)節(jié)能力在事實上決定著它的利用率。

在 2024 年 4 月舉辦第 12 屆儲能國際峰會暨展覽會上，中國工程院院士舒印彪在主旨演講中提到 " 新型儲能利用率不高 " 的難題，并披露，用戶側(cè)（主要是工商業(yè)）、電網(wǎng)測、新能源強制配儲項目平均利用率分別為 65%、38%、17%。工商業(yè)儲能之外，電網(wǎng)測儲能和新能源配儲利用率都很低。

新政中要求 " 優(yōu)先調(diào)度新型儲能 " 以及 " 應(yīng)調(diào)盡調(diào) "，未來如何科學(xué)調(diào)用儲能、尤其是在用電高峰時段儲能有望發(fā)揮作用，對電網(wǎng)企業(yè)而言充滿挑戰(zhàn)。

獨立儲能收益危機

配儲先行之后，自 2024 年下半年以來，新型儲能出現(xiàn)了一種新的趨勢，即獨立共享儲能，這被業(yè)界稱之為配儲與新能源 " 解綁 "。

2023 年 8 月，山東發(fā)布新規(guī)，提出功率不低于 3 萬千瓦的新能源配建儲能，可按要求轉(zhuǎn)為獨立儲能。此后，國家電投旗下首個新能源配建儲能——吉電股份山東區(qū)域公司壽光 40 兆瓦 /80 兆瓦時儲能項目轉(zhuǎn)為獨立儲能。

此后，寧夏和河南也出臺了類似的配儲與新能源 " 解綁 " 政策。

兩方面原因主導(dǎo)了這一趨勢：一方面，隨著新能源逐步入市，強制配儲的投資成本回收很艱難，配儲的能力和動力進一步下降；另一方面，允許配建儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能，有利于讓新型儲能以更靈活的方式參與電力市場，進而盤活資產(chǎn)，實現(xiàn)儲能電站的利用價值最大化。

但獨立共享儲能也出現(xiàn)了新問題。自 2023 年下半年以來，在所有儲能類型中原本收益占優(yōu)的獨立儲能，收益也出現(xiàn)了大滑坡，且下滑勢頭目前仍在持續(xù)。

以儲能進入現(xiàn)貨市場起步最早的東部某省為例，該省政策允許獨立儲能通過自調(diào)度方式參與現(xiàn)貨市場（包括電能量市場和輔助服務(wù)市場），獲取現(xiàn)貨價差收入、容量補償收入、調(diào)頻和爬坡輔助服務(wù)收入，以及允許儲能出租容量獲取租賃收入。

盡管在機制上對獨立儲能百般 " 呵護 "，但是，獨立儲能在該省還是遭遇了嚴(yán)重虧損。

究其原因，充放電價差縮小的殺傷力很大。

儲能在電價 " 谷段 " 充電時，相當(dāng)于午間用電負(fù)荷，這抬高了午間電價，其放電則降低峰段電價，儲能價差收入則隨之降低。在該東部省份，目前獨立儲能的充放價差已經(jīng)趨向了 0.4 元——前期現(xiàn)貨價差高時，儲能可獲得理想收入，而伴隨著儲能裝機多了起來，儲能價差收入?yún)s隨之降低。

實踐證明，在增加新能源入市比例的同時拉大現(xiàn)貨價格上下限，這些都難以提升儲能的價差收入。廣東、山西和甘肅等省新能源的大比例入市，都未能提升獨立儲能的價差收入。

此外，獨立儲能對容量租賃收入的依賴也很嚴(yán)重。伴隨著儲能成本的快速下降，獨立儲能的租賃價格也在持續(xù)走低。

還是以上述東部省份為例，儲能租賃價格從 2023 年的 240－270 元 / 千瓦 / 年，已經(jīng)降至 2024 年的不足 200 元 / 千瓦 / 年。

并且，因為新能源預(yù)期電價持續(xù)下滑以及配儲比例要求走高等原因，集中式新能源投產(chǎn)規(guī)模遠(yuǎn)低于預(yù)期，這也導(dǎo)致對獨立儲能租賃市場的實際需求嚴(yán)重不足。

而相比之下，更具有充放電價差優(yōu)勢的是工商業(yè)儲能，江浙地區(qū)兩充兩放甚至可以有 1 元以上的充放電價差收益，因而工商業(yè)儲能會持續(xù)發(fā)展。

未來，配儲轉(zhuǎn)為獨立儲能的趨勢在各省市仍將持續(xù)，但獨立儲能收益下滑的問題依然待解。

央、地儲能新政有待細(xì)化

為了解決新型儲能的收益痛點，目前從中央到地方正在推出相關(guān)政策措施。

要言不煩，中央此次《實施方案》主要聚焦三大措施：一是強調(diào) " 優(yōu)先調(diào)度新型儲能 "" 應(yīng)調(diào)盡調(diào) "，二是強調(diào)優(yōu)化充放電價差機制，三是提出 " 建立市場化容量補償機制 "。

三條措施當(dāng)中，比較棘手的還是儲能電站的調(diào)用問題。

設(shè)想一下，一座縣城的晚高峰調(diào)峰，調(diào)用一兩個 100 萬千瓦的煤電廠可能就輕松解決問題了；同等情況下，由于儲能電站的 " 小散亂 "，可能需要同時調(diào)用幾十、幾百個儲能設(shè)施，都不一定能夠起到相同的調(diào)峰效果。

而站在電網(wǎng)的角度，同時調(diào)用幾十、幾百個儲能，操作難度之高是不言而喻的。這種情況下，" 應(yīng)調(diào)盡調(diào) " 談何容易？

調(diào)用之外，建立儲能收益機制也很重要。在這方面，目前上海市已經(jīng)走在了前頭。

據(jù)華夏儲能此前文章《五年規(guī)劃定了！上海市將重點發(fā)展獨立儲能，重視收益模式》，1 月 9 日，上海市政府印發(fā)《上海市新型儲能示范引領(lǐng)創(chuàng)新發(fā)展工作方案（2025 — 2030 年）》有兩大亮點釋放了明確信號，一是明確了儲能充放電價格，二是率先提出對儲能給予 " 容量補貼 "。

儲能充放電價格方面，上海文件規(guī)定，迎峰度夏（冬）期間，原則上全容量充放電調(diào)用次數(shù)不低于 210 次，充電價格比照煤電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價下浮 50%，放電價格比照煤電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價上浮 20%。

目前，上海的煤電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價是每度電 0.4155 元。儲能充電電價下浮 50%、放電電價上浮 20%，一充一放，度電電價價差是接近于 0.4 元。當(dāng)然，0.4 元電價價差，對于儲能全生命周期的收益來說，保障力度還是不夠。但是萬事開頭難，上?？偹闶窃诒Ｕ蟽δ苁找娣矫孢~出了一步，后面根據(jù)儲能的實踐，仍有政策 " 補刀 " 的可能和空間。

給予儲能容量電價方面，上海文件表述為，對納入本市年度建設(shè)計劃，未與新能源項目開發(fā)企業(yè)達成租賃容量服務(wù)協(xié)議的獨立儲能電站，可階段性給予容量補貼，容量補貼水平將綜合獨立儲能電站充放電次數(shù)、參與市場化交易收益等情況明確。

上海是第一個在儲能容量電價方面邁出關(guān)鍵一步的地方政府。當(dāng)然，這一步還不夠大。

如果明確要給儲能一個容量電價的話，那么有著容量租賃收入的獨立儲能，也一樣應(yīng)該獲得容量電價；此外，儲能獲得容量電價是基于其在備用調(diào)峰方面的作用，因而容量電價也不該眼睛僅僅盯著它賺不賺錢，才去考慮要不要給予它容量電價。

一句話，就像煤電一樣，給予儲能容量電價是因為它有系統(tǒng)備用的巨大作用。而現(xiàn)在的問題仍然是，儲能的系統(tǒng)備用和調(diào)節(jié)能力還不足夠，因而全面推出容量電價的時機，還需要不斷去積累。

正如‌國際能源署署長法提赫 · 比羅爾最近演講中提出的，不斷拓展新能源消納的空間，其重點一個是要靠電網(wǎng)，另一個就是要靠儲能。

為新能源提供系統(tǒng)備用和調(diào)節(jié)，儲能準(zhǔn)備好了嗎？ 

原標(biāo)題：政策再定調(diào)！爭議中的新型儲能迎來大轉(zhuǎn)折？