政策來襲，這個行業又要飛天了

新能源行業，再次站在了歷史的風口浪尖。

只是這一次，市場似乎在選擇儲能賽道作為一個抓手，進而瘋狂地攪動著整個新能源萬億的市場。

9月2日，國家發布《電力中長期市場基本規則（征求意見稿）》里首次明確提到將儲能企業納入市場成員范圍。而且特別提到，獨立儲能在放電時段按發電企業身份參與交易，在充電時段按電力用戶身份參與交易。

意思是，儲能不再僅僅是配套光伏、風電的邊緣角色了，而且是電力市場的參與者了，甚至是光伏、風電的競爭者了。

這一定是影響整個電力市場、整個新能源市場的巨大改革。

儲能（電化學）行業本身在新能源市場里的存在感并不強，之前往往是配套光伏、風電而存在。

舉個例子解釋下原因。

光伏的發電并不穩定，常常會受到當地的光照狀況的影響而產生劇烈的波動。光伏板在太陽中午光照時，往往會吸收大量的光能，通過物理化學反應，光能中20%多的能量又會轉化為電能。

但是問題是，中午大太陽時候也恰恰是午休時候，用電并不緊張。到了下午下班前后一段時間，千家萬戶的空調、家電就集中開啟；同時，城市進入夜間生活狀態，工廠進入倒班狀態；用電開始快速緊張起來，而這個時候光伏又恰恰因為沒了光照，發電量驟減。

這就會產生大量的浪費。

風力發電也一樣，風力發電和用戶用電的時間并不完美匹配，產生了浪費。所以，有了大量的“棄風棄電”。

如果這個時候，配套一些設備把多余的電力給儲備起來，然后在市場用電緊張的時候再給釋放出來就完美了。

所以儲能應運而生。

特別是，電化學電池儲能因為不受地理環境影響而開始了高速發展。

華西證券研究所的一份報告里顯示，全球新型儲能裝機（即傳統的抽水蓄能之外的儲能）在2020年到2024年實現了高速增長。據 CNESA Data Link全球儲能數據庫的不完全統計 ，截至2024年底，全球已投入的電力儲能項目累計裝機規模372GW，同比增長28.6%。

其中，新型儲能裝機容量增速更快，同比增長達到了81.1%，規模為165.4GW。而僅僅2024年一年新型儲能的新增裝機規模就高達74.1GW，同比增長62.%。2020年到2024年的GAGR高達90.7%。

市場的增速非常夸張，潛力巨大。

中國新型儲能市場在全球市場里是一個重要的存在，占比接近50%。截至2024年底，中國新型 儲能累計裝機規模達78.3GW，同比增長 126.5% 。

這個增速更是超預期。

市場對于儲能的將來想象空間非常之大，特別是在當下這個時間點更加積極。

因為過去幾年，儲能很貴。

過去幾年的時候，碳酸鋰價格還在高位，而電池工藝也還未現在這么成熟，導致整個儲能電芯的價格很貴。成本高企，這就壓制了很多潛在的儲能需求。

因為過去幾年，強制配儲。

強制配儲的初衷是好的，希望能夠減少光伏、風電的浪費。但是在執行過程中，不夠靈活，而且增加了電站運營成本，導致電池的預算減少，以次充好的電池必然會使得光伏、風電的能量存儲指標不達預期。

中國電力企業聯合會數據 也體現了這一點 ，截至 2024年6月，新能源配建儲能日均運行時間僅為3.74小時，年均利用率指數僅為31%，存在 “建而不用” 的困境 。

不過，現在這一切邏輯都發生了改變。儲能正在跑通一個獨立的商業模式，使得它不再完全依附在光伏、風電的身影之下。

新能源行業的機會層出不窮，儲能居然也能跑出自己的商業模式，還是挺意外。

2025年2月9日國家發布136號文件，取消了強制配儲。市場的需求預期大幅下修，認為儲能市場將會迎來至暗時刻。

不過，市場往往是錯的。

2025年1月到7月的國內儲能中標數據顯示，中標202GWh，同比增加146%。超出所有人的預期。

邏輯不復雜，儲能在深夜等用電低谷的時段里，通過電網低價購電，并將電能儲存在電池里。然后在下午、晚間等用電高峰的時段里，高價賣給電網用戶，賺取價差。

這里，一個重要原因就是儲能跑出了自己的商業模式。即利用電力峰谷價差，不斷套利。其中，有容量/輔助服務收益的一些省份獨立儲能的IRR可達6%-10+%，簡直妥妥的現金流。

舉個例子。

假設山東某地區有個 100MW/200MWh （1MWh=1000度）的儲能項目，低谷時以0.35元每度購電，充滿儲能電站需要花費200×1000×0.35 = 7萬元。

高峰時段，儲能設備開始反向放電，以1.0元每度又把電力賣給了用戶或電網公司。200MWh 的電能全部放出，理想收入為200×1000×1.0 = 20萬元。假設放電效率為85%，即實際上僅能放出 200MWh×85% = 170MWh（17 萬度） ，則放電收入為17萬元。

單次套利（不考慮稅收等其他）為17-7=10萬元。如果考慮一年充放電300次，差不多每天都在套利，則年度收益可達3000萬元。

所以即使考慮土地、稅收、儲能投入，這些收益也已經非常可觀。

今年中標的儲能有不少都是在經濟發達地區，比如山東，今年1月—7月的功率規模居全國第二；比如廣東，功率和容量規模均位列全國第三。

原因之一，就是經濟發達地區的電力峰谷價差更高，這樣套利的利潤就會更豐厚。根據2025 年9月電網代理購電價格數據，峰谷價差最高的前三個地區分別為廣東、上海、湖南，其中廣東峰谷價差為 1.3136元/kWh，上海為1.2431元/kWh，湖南為1.1013元/kWh。

除此之外，我國圍繞西部光伏、風電的人工智能、高能耗產業園、特高壓輸電也在快速建設，也都需要儲能來做配套。

歐洲、中東、印度、澳大利亞等地區也在進入儲能高速發展時期。

總之，當下的最大變化是，儲能（電池）成本因為碳酸鋰價格下跌，電池廠規模效應而越來越低；與此同時，城市用電的峰谷價差走闊，套利空間越來越大。

儲能的新商業模式已經跑通，即將拉動了儲能行業新一輪放量。

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THE END