储能与新能源“解绑”，独立之路怎么走？|NDC“能”见度③

石家庄新闻网 时间：2025-11-13 06:51:48 来源：中国环境

在新型电力系统中，储能的价值已远超简单的电能“存储”，它通过多重技术路径，直接而高效地提升了电网对风光等波动性电源的消纳能力。

根据新一轮国家自主贡献（NDC）目标，到2035年，风电和太阳能发电总装机容量将力争突破36亿千瓦。

北京海博思创科技股份有限公司创始人、董事长、首席执行官张剑辉在接受中环报记者采访时指出，今年9月发布的《新型储能规模化建设专项行动方案》提出，到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，叠加新一轮NDC目标，让产业资本和企业看到了确定性机会，行业将持续保持高速增长。

随着新能源装机量持续攀升，作为破解“弃风弃光”难题的重要技术，储能的战略地位将愈发凸显。未来，在新的市场规则下，储能资源应如何精准布局以发挥最大效能，储能企业又该如何迈向高质量成长之路成为行业热议的话题。

政策转向，储能寻求市场新航向

回顾过往，我国通过“强制配储”政策，在特定阶段快速催熟了储能产业，推动了市场的蓬勃兴起。

消纳条件成为各地风电开发的“门槛”源于2017年，青海省发改委印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置，开启了我国“强制配储”之路。

随后，各地文件中强制配储屡见不鲜，至2020年年底，我国新增投运的电化学储能项目规模已达到2019年的2.4倍。

“行业爆发式增长的同时，吸引了大量企业涌入赛道，储能装备制造领域部分环节出现供需失衡预警，引发了市场的无序竞争。”张剑辉说。

储能快速增长的另一面，是新型储能市场主体繁多、产品功用不一、技术成熟度和经济性差异大等带来的一系列问题。

据了解，多地采取“一刀切”式的配置标准，这种同质化的配置储能要求缺乏科学性。而且，分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用，有些地方甚至建而不用，新能源配储等效利用系数曾一度仅为6.1%。

今年发布的《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》（简称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、并网的前置条件”，意味着新型储能正式与新能源“解绑”，开始走向独立参与市场化竞争的新阶段。

在这样的情况下，储能的布局也将从曾经的政策强制市场向实际需求市场转变。

精准落子，“源、网、荷”成“必争之地”

“新能源消纳率应由新能源的投资主体根据消纳情况主动配置储能。”南方电网原专家委员会专职委员、特邀战略专家郑耀东指出，当新能源消纳率低于90%，甚至低于80%，可能有的地方低于70%的时候，投资主体会更愿意主动配置储能。储能的利用率也会大大提升。

目前，国家关于风光发电利用率高于95%的硬性目标已经松绑，“科学确定各地新能源利用率目标”，利用率目标可根据实际消纳形势进行年度动态评估成为多地执行的新政策。有业内人士指出，储能企业未来的新市场，需根据各地风电利用率来综合判断。

“不过可以确定的是，未来，储能的建设布局一定会紧密围绕新能源消纳的痛点，在‘源、网、荷’三大场景精准落子。” 一位风电投资企业的工作人员告诉中环报记者。

例如，在西北广袤的沙漠、戈壁、荒漠地区，伴随大型风电光伏基地建设，新能源消纳能力有限，电网外送通道面临压力，配套储能在此能够成为“绿色电力的稳定器”，通过“平滑出力、减少弃电”保障清洁电力高效外送。

在电网侧，特别是特高压落点和沿海负荷中心，储能则扮演着“城市电卫士”的角色。江苏镇江的百兆瓦级电网侧储能电站在迎峰度夏期间多次成功参与调峰，有效缓解了区域供电压力，证明了其在保障电网安全、替代输配电投资方面的独特价值。

在用户侧，面对不断拉大的峰谷电价，工商业储能正成为企业的“智慧电费管家”。通过“低充高放”赚取价差，储能系统能显著降低用电成本，其经济性正随着电力市场改革而日益凸显。

盈利破局，从“附属品”到“独立身份”

尽管前景广阔，但储能产业目前仍面临“如何赚钱”的商业化难题。在过去的“强制配储”模式下，储能更像新能源的“附属品”，其运行被新能源场站捆绑，价值难以独立体现。

据了解，此前，租赁模式为储能企业和新能源企业合作的主流形式，即 “新能源企业招标，储能企业投资建设并运维”。但租赁模式下，储能企业获取收益的各种方式，都依赖于新能源企业。

例如，合同能源管理（EMC）模式是储能企业投资建设，并通过提供特定的服务（如帮助新能源电站减少弃电、参与调峰）来获得收益，新能源企业和储能双方分享节能或增值收益。但节能或增值收益确定的门槛较高。加上储能企业的投资回报完全依赖于新能源企业持续的、守约的收益分成支付。如果新能源企业经营不善或信用不佳，拒绝支付分成，储能投资方则面临巨大的风险。

目前，不少地区正在探索独立储能运行机制，即赋予储能一个独立的、合法的“身份”，储能电站作为一个独立的、在电网调度机构注册的发电单元或调节单元，直接接受电网调度中心的指令进行充放电，不再需要通过新能源场站“转达”，电网为储能电站安装独立的电表，其电力输入/输出和市场收益均独立计量、独立结算，同时，储能电站可以像火电、水电一样，直接参与现货市场、辅助服务市场等，并从中获得直接收入。

目前，在我国山西、上海、河北、江西等地已经发布了相应的政策，试点探索独立储能运行机制。

在此基础上，张剑辉建议，当下储能市场机制仍需要进一步完善。他说：“以新型独立储能电站为例，伴随电力市场建设的持续推进，新型储能在电力市场中获利的确定性、盈利能力仍然有较大增长空间。建议在后续的电力市场建设方面，适度提高电能量价差水平、增加多类型的辅助服务交易品种、明确储能容量补偿机制，共同打造多元化收益模式，提升新型储能的综合收益水平。”

此外，储能企业还面临着融资渠道受限，资金压力突出等问题。张剑辉认为，储能行业属于资金密集型产业，单位容量的投资强度可与新能源项目看齐。当前，项目融资仍面临渠道单一、主体信用担保门槛高等挑战，制约了行业规模化发展。希望增加对行业的金融政策和融资工具支持，拓宽融资渠道，通过鼓励险资、非银金融等社会资本积极参与，持续加大对储能产业的信贷支持，创新金融产品和服务模式，如支持开展储能项目的融资租赁、绿色债券、REITs等业务，研究设立储能产业投资基金，引导社会资本参与，构建多层次融资体系。确保储能行业高质量发展之路行稳致远。

编辑： 贾聪     责任编辑：尚燕华