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| 新型储能迈向价值竞争新阶段 |
| 加入时间：2025-12-12 来源：能源中国客户端
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近日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025~2027年）》（发改能源〔2025〕1144号），该文件不仅明确了2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上的发展目标，为尚处于规模化发展初期的新型储能产业进一步指明了方向，更标志着行业发展从政策驱动为主、追求装机量增长的“1.0时代”，迈入以市场化驱动为核心、追求高质量与多元发展的“2.0时代”，对引导产业健康可持续发展具有里程碑式意义。
四大因素驱动储能产业
从规模扩张到价值重构
截至2025年9月底，我国新型储能装机规模超过1亿千瓦，与“十三五”末相比增长超30倍，装机规模占全球总装机比例超过40%，居世界首位。然而，爆发式增长背后也隐藏着利用率不高等结构性矛盾。根据中电联统计，2024年已投运的电化学储能项目平均利用率指数不足50%，其中新能源配储项目利用率仅为32%，虽然较前两年有所改善，但整体仍处于低效水平。这种“装机热、运营冷”的现象，除了之前大量项目是源于新能源强制配储的政策驱动外，技术同质化、盈利模式单一、对市场理解不到位等因素都会制约储能价值发挥。重塑新型储能的产业价值，还需从发展动能、技术路线、应用场景和竞争格局四个维度深入理解当前产业的结构性变化。
发展动能之变：从“强制配储”到“市场化驱动”的政策拐点已至。事实上，早在今年初的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，亦即业内所称136号文中，已明确提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，彻底打破了“强制配储”的行政藩篱。这一政策调整初期也确实引发了行业内不小的市场震荡，根据中关村储能产业技术联盟统计，2025年一季度，全国新型储能新增装机量同比首次出现负增长，部分地区项目备案数量锐减40%以上。但从前三季度的储能发展势头看，高速增长的趋势似乎并没有受到实质性影响，反而把选择权交还给市场后，让各类储能在市场中“凭本事吃饭”，出清部分高度依赖政策庇护、缺乏核心竞争力的投机性项目，从而倒逼企业加大技术和商业模式创新力度。此次储能新政更是进一步明确了储能的价值在于为全系统提供调峰、调频、爬坡、系统备用等增值服务，绝非作为新能源的“附属品”存在。未来三年，储能产业也将由“拼价格”转向“拼价值”。
技术路线之变：从“锂电独秀”到“多元突围”的适应性演进。截至2024年，锂电池储能仍占据新型储能96%以上的市场份额，但其在长时储能、极端温度适应性及安全性方面的短板日益凸显。为满足新型电力系统对长时、大容量、高安全储能的刚需，技术路线也呈现多元竞争的态势。压缩空气储能、全钒液流电池等正在加速商业化落地，如有“能储一号”之称的全球首座300兆瓦级压气储能工程已在湖北应城全容量并网发电，创造了单机功率、储能规模和转换效率三项世界纪录；而全钒液流电池更是凭借其长寿命、高安全优势，在东北、新疆、内蒙古等地布局百兆瓦级项目，且“全钒+锂电”的混合型储能电站更是成为今年投资的热点之一；钠离子电池因资源可控性，被宁德时代等公司视为下一代主流技术方向之一，也在加紧布局。技术路线的多元化，实质是储能产业从标准化产品向场景化解决方案演进的标志，不同技术将在各自适配领域发挥其特有价值。
应用场景之变：从“单一功能”到“多功效融合”的边界拓展。在电源侧，沙漠戈壁大型风光基地从“自建自用”转向“共享储能”模式，甘肃、青海等地通过共享储能模式大幅提升资产利用率，投资回报率也得到明显改善。在电网侧，独立储能电站不再被视为“被动负荷”，而是通过参与调频、爬坡、惯量支撑等辅助服务，成为调度机构可用的主动响应电源，随着我国辅助服务市场的日益成熟，这部分收益也会提高储能项目的整体经济性。在用户侧，随着各省峰谷电价的相关政策密集出台，越来越多的负荷资源选择主动配储，不仅为了省电费，更有主动参与市场交易，提高项目整体收益率。如“算力+储能”模式的快速兴起，背后原因就是储能既可作为备用电源，又能帮助数据中心实现峰谷价差套利的双重收益。应用场景的裂变，使储能从成本项变为价值创造项。
产业竞争方向之变：从“价格内卷”到“数字赋能”的智慧升级。随着政策和市场需求的变化、技术和应用场景的多元化要求，整个储能行业的竞争也从单纯的价格战，转向“硬件+软件+服务”一体化解决方案的综合价值比拼。今年8月中国化学与物理电源行业协会发布“反内卷”倡议，宁德时代、比亚迪等上百家头部企业联合签署，进一步明确将竞争焦点从规模扩张转向全链路精细化运营。在产品端，体现为不再简单注重电池密度、循环寿命等的电池系统，而是涵盖构网能力、智能监测、自动优化效能等的智慧平台比拼。因此，数字化赋能自然成为竞争新战场，“储能+AI”技术在智能调度、电池状态预测、优化电力交易等方面的应用，将逐步成为未来行业竞争的焦点。
从“煤电专属”到“火储同权”：
容量电价补偿机制渐行渐近
储能价值的发挥绝不仅基于行业内部的技术或模式创新，更有赖于外部政策及市场的正向激励，尤其对于新型储能等仍处于规模化发展初期的新兴产业，直接推向市场风险较大，建立合理的成本回收与价值回报机制或是当务之急。考虑为电力系统提供类似灵活性价值的抽水蓄能、煤电都配套了相应的容量补偿机制，新型储能的容量电价机制也应提上日程。
从国家层面看，主管部门已为煤电、抽水蓄能等具备灵活调节能力的电源建立了相应的容量电价补偿机制。具体而言，两者均采用两部制电价模式，其中通过容量电价回收固定成本、稳定投资预期，但主要考虑两类电源在电力系统中承担的负荷差异，容量电价所覆盖的成本比例存在差异，抽水蓄能按照“准许成本+合理收益”的核价原则，对当前已投运的电站“一厂一价”核定，价格区间在289.73~823.34元/千瓦·年，可基本覆盖其全部固定成本；煤电则仅覆盖部分固定成本，目前定价区间为150~165元/千瓦·年，约为全国统一标准330元/千瓦·年的30%~50%。也正是因为抽水蓄能的容量补偿较高，所以电量电费基本只回收抽水、发电的运行成本，同时辅助服务等收益电站最多分享20%，煤电则更多通过市场化方式形成电量电价，不同的市场收益也无分享限制。值得注意的是，随着我国输配电价改革的同步推进，目前容量电费均通过系统运行费由工商业用户按用电量比例分摊回收，这也为后续不同类型电源容量电价回收打通了渠道。事实上，国家在包括此次最新发布的1144号行动方案等文件中，也多次强调要为新型储能提供容量电价等机制保障。
从地方层面看，广东、山东、内蒙古、河南等地已将新型储能纳入补偿范围，虽然补偿方式和标准各地不同，但“火储同权”的容量补偿时代已经开启。其中，广东、河北、宁夏等地直接参考对标当地煤电补偿标准，以年度或月度容量费补充实现新型储能与煤电机组“同工同酬”，尤其甘肃最新出台的容量补偿，直接按330元/千瓦·年的标准对齐煤电容量补偿，虽然按“满功率放电时长/6”核定有效容量的原则相当于给补偿标准按系数“打折”，但对长时储能还是有较大吸引力；山东则更加市场化，将容量补偿电价与现货市场挂钩，每月根据发电侧机组的总补偿需求和有效容量动态调整，形成市场化浮动机制，对独立储能按实际调用充放电量的度电标准给予补偿，既保留了容量补偿的稳定性，又引入了市场化竞争和实际调用考核，实现了“容量补偿”与“电量激励”相融合；内蒙古同样采用度电补贴方式，只是简化了补偿电价的折算方式，2025年执行0.35元/千瓦时的放电量补偿标准，且承诺了10年的补偿执行期，为项目提供长期稳定收益预期，极大降低了融资难度，这也使得内蒙古一度成为136号文发布后储能投资最热的市场之一；河南则进一步构建“兜底收益+成本减免+调度保障”三位一体机制，现货收益不足时0.383元/千瓦时的放量电价形成兜底收益保障，同时充电免收输配电价、系统运行费及政府性基金，并明确年调用不低于350次，通过降低运营成本和强制调度频次，全方位保障电站合理收益。这些地方探索为新型储能容量补偿提供了差异化范本，推动“火储同权”从理念走向实践。
尽管地方在通过容量补偿机制推动新型储能发展方面已取得一定进展，但要在全国层面推广仍面临三方面挑战。一是新型储能的有效容量计算方法尚缺乏统一标准，部分省采用“满功率放电时长/6额定功率”折算，但这对2小时储能系统过于苛刻，无法体现其快速响应价值。二是对于补偿资金来源存在分歧，目前煤电、抽水蓄能容量电费由工商业用户分摊已引发电价上涨担忧，若再纳入储能，担心用户侧负担过重，且新型储能种类繁多，体现价值也不一样，费用分摊机制更需精细设计。三是资源中立性原则有待进一步确立，目前市场呼吁容量补偿应秉持“技术中立”原则，即让煤电、气电、抽蓄、新型储能等能提供容量支撑的资源在同一平台竞价出清，但目前不同电源的容量补偿都有各自的“补丁”，想要同台竞争不太现实，且涉及到“保供”导向或对存量煤电有所倾斜等，全国统一政策出台或仍需进一步完善相关机制。
规模化高质量发展之路
仍需市场进一步完善
值得注意的是，仅靠容量补偿机制仍不足以支撑我国新型储能的规模化高质量发展。从国外成熟市场经验看，英美澳等储能发展较好的地区，不仅现货市场价差够大，而且有丰富多样的辅助服务或容量机制，这部分盈利甚至成为储能电站的主要收益来源。通过构建“电能量+辅助服务+容量”的多组合收益模式，一方面充分激发储能的多元价值，大大提高了当地电力系统新能源消纳能力，有效缓解“鸭子曲线”“峡谷曲线”等对系统安全稳定运行的威胁；另一方面，也一定程度上抑制了辅助服务费用的快速增长。未来随着储能技术进步及成本进一步降低，可以帮助系统实现灵活调节资源的“新陈代谢”，从而达到稳定甚至降低系统成本的目的。这也从另一个侧面说明，通过储能可以保证高比例新能源电力系统的安全高效运行。
从国内当前储能参与电力市场情况看，一方面全国统一电力市场尚未建成，各市场机制本身仍有较多需要完善之处，且不同市场之间的衔接还不通畅；另一方面，储能作为一个新型主体，参与各市场的门槛与标准也不统一。这就导致储能很难在不同市场中多头获利，影响储能利用率的同时拉低整体收益，使得储能理论上的多元价值无法转化为实际收益，或进一步影响投资的积极性。未来要真正通过市场驱动新型储能规模化高质量发展，还需在以下三方面进一步完善相关机制：
一是适度放开电力现货市场电价波动范围的限制，进一步拉大峰谷价差，使价格信号真实反映电力供需的时空价值，同时优化分时电价机制，为储能创造合理的电能量套利空间，充分释放其调峰价值。
二是循序渐进推进容量补偿机制，在我国电力现货、辅助服务市场尚未完全建成，可靠性管理体系缺失的情况下谈统一规则的容量市场为时尚早，当务之急是参照抽水蓄能或煤电标准出台统一的新型储能容量电价核定规范与实施细则，通过固定收益保障储能基本运营成本，肯定其系统容量价值，这不仅符合《电力法》提出的“同网同质同价”原则，也能给储能投资者吃下“定心丸”，未来在相关机制持续完善的情况下，再逐步探索基于市场的容量补偿机制甚至与其他电源同台竞争的容量市场。
三是持续丰富爬坡、系统惯量等适配新型储能特性的交易品种，推动辅助服务费用逐步向用户侧疏导，真正实现“谁受益、谁承担”；同时支持虚拟电厂、共享储能等商业模式创新，允许分布式储能资源聚合参与现货、绿电及容量租赁市场，通过多市场盈利叠加充分激发储能多元价值，实现规模化高质量发展。
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