锂电那些事今日第二条2025年11月11日 星期二
阶段一(2017–2025年初):政策驱动下“强制配储”。17年青海率先提出新建风电项目按装机规模10%配置储能,拉开国内强制配储的序幕。此后全国20余省区市陆续跟进,普遍要求新能源项目按照15–20%功率配比、2小时时长建设储能,部分地区上调至30%。储能建设由行政命令推动,电站被动承担成本,储能利用率偏低。
阶段二(2025年5月至今):强制配储正式退出。25年2月,136号文明确提出:“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。”内蒙古、河北、甘肃、宁夏等地陆续试点容量电价补偿机制,以“容量租赁”或“容量电价”的形式给予独立储能稳定现金流,推动储能逐步脱离对新能源项目的绑定,实现市场化独立发展。
阶段三(未来展望):电力市场化改革落地。25年9月,国家发改委、能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025–2027年)》,提出到2027年,新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上,带动直接投资约2500亿元,市场机制、商业模式、标准体系基本健全。
储能政策发展历程

强制配储与独立储能在收入结构与经济性方面差异显著。强制配储收入依赖于提高新能源消纳、减少弃风弃光及有限的辅助服务补偿。但由于储能规模较小、配置分散、响应质量有限,电网侧实际调用频次低,导致配储的经济回报较弱,整体上难以覆盖新增投资成本。
独立储能作为独立主体接入电力市场,具备多元化的收益来源:部分省区已纳入容量电价/容量补偿体系,提供稳定现金流;可通过现货市场及峰谷价差实现套利;还可通过容量租赁与参与辅助服务市场获取增量回报。独立储能的收益模式更为市场化和多元,经济性更优,有望受益于电力市场化改革。
强制配储和独立储能对比

强制配储和独立储能(100MW/200MWh)经济性对比

136号文后,储能从政策驱动转向市场驱动,现货市场套利成为核心增量,全国统一电力市场建设推动跨省区现货交易加快。若电力现货交易价差超过0.5元/kwh,独立储能收益率在无容量电价补贴情况,IRR也可达到6%+。