中國儲能網訊：“目前，各省新型儲能的收益模式僅支持百萬級別儲能運營，無法應對千萬級儲能及調節(jié)資源規(guī)?；l(fā)展，迫切需要進行統(tǒng)一的市場頂層設計，支持新型電力系統(tǒng)調節(jié)能力體系建設?！?
“取消新能源強制配儲要求后，將倒逼儲能通過現貨電能量、調頻輔助服務、容量補償、綠電交易等多元化組合方式提升其盈利能力，對儲能運營商的價格預測準度、組合交易策略、能量管理技術等均提出了更高要求?！薄?/span>
如今，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《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》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）落地已過半載，其如何重塑“新能源+儲能”的發(fā)展格局成為核心關切。在日前由中國能源研究會、中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟、中央企業(yè)新型儲能創(chuàng)新聯(lián)合體、內蒙古儲能產業(yè)促進會、呼和浩特產業(yè)創(chuàng)新研究院主辦的“第十屆儲能西部論壇”上，新能源與儲能如何協(xié)同發(fā)展、儲能價值如何重構，成為全場熱議話題。
業(yè)內人士認為，新型儲能市場呈現出“短期震蕩與長期向好”并存的態(tài)勢，從“政策寵兒”到“市場考生”，新型儲能從過去依靠政策“強制配儲”的模式，轉向在市場競爭中證明自身價值的新階段。
投資趨理性
裝機增速“冷靜換擋”
今年上半年，新型儲能裝機呈現“先蹲后跳”的增長曲線，市場正在“冷靜換擋”。
業(yè)內人士認為，136號文發(fā)布伊始，項目方普遍進入觀望狀態(tài)，第一季度新增裝機首次迎來季度同比下跌。根據CNESA DataLink全球儲能數據庫的不完全統(tǒng)計，2025年第一季度，國內新增投運新型儲能項目裝機規(guī)模5.03吉瓦、11.79吉瓦時，同比-1.5%、-5.5%。
第二季度，在光伏“搶裝”帶動下，新型儲能裝機隨之增長。今年上半年，全國新型儲能裝機規(guī)模達到94.91吉瓦/222吉瓦時，較2024年底增長約29%。業(yè)內人士表示，數字背后，釋放了各地細則尚未完全落地、企業(yè)不再“閉眼狂奔”的信號，項目方的投資節(jié)奏明顯比往年更謹慎，其開始重新測算現貨價差、容量補償、調頻收益等多維模型。
截至目前，云南、湖北、山東、內蒙古、新疆等地已正式下發(fā)136號文省級落地文件，廣東、山西等地正在進行意見征求，仍有半數以上省份細則未定。其中，甘肅省明確，市場初期，煤電機組、電網側新型儲能容量電價標準暫按每年每千瓦330元執(zhí)行，執(zhí)行期限2年。內蒙古給出“度電0.35元、補償10年”的容量電價承諾，山東對新型儲能進行“容量補償+市場交易”探索，在國內率先建立獨立儲能電力現貨市場交易機制。
作為與新能源緊密相連的命運共同體，新能源全面入市為新型儲能帶來一系列機遇。
南方電網電力調度控制中心水電及新能源處主管鄒芃鎣指出，136號文提出新能源不再強制配建要求，現貨市場價格上下限價差將進一步擴大，意味著對新型儲能、虛擬電廠等大批可調節(jié)資源具有了更廣泛的市場需求空間。現貨市場價格更能反映真實供需關系，引導新能源資源優(yōu)化配置，儲能合理規(guī)劃布局，逐漸破解儲能“建而不用”難題，推動資源整合激發(fā)“倍增效應”。
會上也有專家指出，在新能源全面入市背景下，位置、規(guī)模和電壓等級決定儲能調用次數和收益?！皟δ茉娇拷枞?jié)點，調用次數越多，獲得電能量收益越多。大容量儲能調節(jié)范圍大、響應速度快，可參與多類型市場交易(如現貨、調頻、備用)，調用場景豐富且頻次高，收益來源多元(容量費、服務費等)。優(yōu)化儲能布局與規(guī)模設計，是提升調用效率、釋放收益潛力的關鍵。”
成長的煩惱
跨省交易受限與盈利模式之困
然而，新型儲能的“入市之旅”并非一帆風順。盡管利好政策頻出，但行業(yè)標準缺失、經濟性有待提高、盈利模式尚不清晰等問題依然突出。
內蒙古北宸智庫新能源專委會副主任、原內蒙古電力經濟技術研究院院長趙墨林指出，當前，新型儲能在電力系統(tǒng)應用上主要存在安全、技術、經濟等三大瓶頸問題。一是安全運行方面，新型儲能的安全運行問題尚未得到徹底解決，特別是長時(運行參數等外特性)，規(guī)?；幕瘜W儲能設備事故時有發(fā)生，使得電力儲能存在很大隱患和風險。二是技術路線方面，新型/電力儲能的技術路線還不甚明確或尚不完全成熟，各種與電力系統(tǒng)適配度較好的新型儲能正在研發(fā)、試驗或“半商用”中。三是經濟效益方面，新型儲能尚缺乏運營競爭力，缺乏完善電價機制和市場體系，新型儲能的功能作用及經濟效益沒有得到充分體現。
會上有專家指出，電力市場限價區(qū)間有待進一步擴大。我國電力市場限價機制以最高最低限價方式為主，市場上下限價差較低，如中長期市場價格只允許在基準電價基礎上上下浮動20%(上下限價差約0.15元/千瓦時)，部分地區(qū)現貨市場限價區(qū)間也較窄，市場價格難以充分反映時段性供需關系的變化，不利于調節(jié)資源釋放發(fā)展?jié)摿Α?/span>
上述專家進一步指出，部分地區(qū)新能源大發(fā)期已無充放電空間。春節(jié)等節(jié)假日期間，負荷低位運行，新能源持續(xù)大發(fā)，電網運行出現調節(jié)手段不足的問題，部分地區(qū)已出現抽蓄、儲能連續(xù)多日無放電窗口的情況。隨著新能源裝機進一步增長，未來春秋季，這一情況可能常態(tài)化出現。此外，截至2025年6月底，全國新能源汽車保有量3689萬輛，新能源車集中充電對配電網承載力、系統(tǒng)調節(jié)能力帶來巨大挑戰(zhàn)。
記者在會上了解到，跨省電力交易正在加速推進，然而新型儲能在參與過程中卻面臨一系列發(fā)展瓶頸。目前，新型儲能仍以省內資源的“一充一放”為主要運行模式，尚未納入區(qū)域及省間市場體系，儲能參與跨省交易缺乏機制支撐，難以實現靈活跨省調度，其調節(jié)潛力未能充分釋放。
破局之道
頂層設計與技術創(chuàng)新雙輪驅動
當前新型儲能所遭遇的問題，并非參與市場交易本身所致，而是其實現商業(yè)化發(fā)展的內在要求。破解困境的關鍵，在于通過市場機制精準定位其核心價值。
趙墨林表示，要重點研究新型儲能在電力運行工況的適配度問題，積極穩(wěn)妥推動新型儲能建設工程項目。對于制造領域，應積極開展新型儲能技術突破和科研創(chuàng)新，其中，要重點關注規(guī)模化儲能技術，例如長時氫儲(包括氫氣管網系統(tǒng))、全釩液流以及固態(tài)鈉鹽等新技術產品。對于電力領域，應通過分析新型儲能的適配度，積極開展多類儲能“混合模式”的示范工程，推動新型儲能的多場景應用，以滿足電力系統(tǒng)的靈活運營需求。
趙墨林建議，就新型儲能經濟性問題而言，主要應加強成本、投資及收益等綜合能效研究，推動現代能源經濟的高質量發(fā)展。一是在制造領域，應著力降低度電成本（或單位能量成本）、提高轉化效能、加快產品迭代，充分挖潛新型儲能在電力系統(tǒng)中的靈活調節(jié)能力。二是在電力應用領域，應強化新型儲能工程建設項目的前期規(guī)劃、投資分析和收益能力，推進技術創(chuàng)新和示范工程，提高電力儲能的綜合運營水平。三是應進一步完善電力儲能的中長期市場交易機制，構建能源產業(yè)新業(yè)態(tài)，推動建設協(xié)調、互動、友好的綜合能源運營體系。
針對限價問題，會上有專家建議進一步完善市場價格機制，研究逐步放開市場限價設置，合理拉大最高最低限價區(qū)間。技術方面，積極發(fā)展長周期大容量儲能技術。針對“消納矛盾持續(xù)突出、日內調節(jié)手段失效”的問題，推動氫能、壓縮空氣儲能等長周期大容量儲能技術研究布局，有效應對周期性季節(jié)性電力電量余缺問題。服務新型主體有序參與市場。堅持安全底線和市場化方向，支持虛擬電廠、負荷聚合商、源網荷儲一體化項目等新型主體、新興業(yè)態(tài)發(fā)展，推動新能源車、儲能等調節(jié)性資源由分散難調向集中可調轉變。
