政策加持下，新型儲能收益模型快速迭代

中國儲能網訊：2025年堪稱電改政策大年，新能源上網電價市場化改革、輸配電價改革、電力現貨市場建設等方面的重磅政策接連發布。

從國家層面來看，《深化新能源上網電價市場化改革、促進新能源高質量發展》結束“強制配儲”，電源側儲能從政策驅動轉向市場驅動；《輸配電定價成本監審辦法》等“四個辦法”規定“新型儲能電站成本費用不得計入輸配電價成本”，進一步打開電網側獨立儲能的商業空間；《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》提出“創新新型儲能多場景應用模式”，為工商業光伏注入更多應用創新活力。

從地方層面來看，甘肅、寧夏等西北市場優先探索源網側大儲的容量電價機制；山東、浙江等華東市場結合本地能源結構與發展需要，優化工商業分時電價，為工商業儲能指明更清晰和多元的收益方向；廣東、山西等電力現貨先行省份，電力市場化改革走在前列，已經具備明確且多元的儲能收益機制。

在政策的多維助推之下，國內電力市場建設不斷提速，新型儲能的商業模式也在電改的進程中日漸清晰，電源側儲能、獨立儲能和工商業儲能三大典型應用場景的收益模型加速迭代。

電源側儲能：結束“強配”，走向“獨立”

2月9日，國家發展改革委、國家能源局發布《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展的通知（發改價格〔2025〕136號）》，強調“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”。

至此，“強制配儲”時代正式落幕。與此同時，新能源入市交易的新時代大幕徐徐拉開。

電源側儲能在“強制配儲”時代遺留的“建而不用”模式、以及由此衍生出來的“租而不用”的容量租賃模式，都將難以為繼。新時代呼喚的是電源側儲能真實的利用價值。

原本的電源側儲能收益模型，主要由“容量租賃+輔助服務+偏差考核”幾部分構成，新能源入市交易時代，“輔助服務+偏差考核”這兩項與新能源發電側緊密捆綁的收益基本不變；“容量租賃”會因“租而不用”模式的衰退而減弱；通過參與發電側電力現貨交易獲取價差收益將成為電源側儲能一項重要新增收益。

此外，目前主要面向獨立儲能實施的容量補償和容量電價機制，在部分省份已經開始逐步覆蓋電源側儲能。

也就是說，在新能源入市交易的新模式下，電源側儲能的收益模型將逐步演變為：“發電側現貨市場套利+輔助服務+偏差考核+容量補償/容量電價”。

而這樣的收益模型與電網側獨立儲能幾乎一致。可以說，隨著“強制配儲”的徹底終結，源側、網側儲能的真實價值不再涇渭分明，電源側儲能在政策解綁中走向真正“獨立”，也在這個轉型的過程中，以“獨立儲能”的角色重新登臺。

市場的反饋也印證了這一點。近年來，山東、河北、寧夏、河南、安徽等多地政府及能源管理部門已相繼出臺相關政策，鼓勵和支持配建儲能轉為獨立儲能。

以河南為例，2月26日，河南省發改委發布《新能源配建儲能轉為獨立儲能通過市級驗收項目名單》，京能集團所屬京能電力滑州熱電京能滑縣10萬千瓦風電項目配建50MW/100MWh儲能項目成功通過驗收，成為河南省首個且唯一完成“配建儲能轉獨立儲能”的示范項目。

京能電力滑州熱電京能滑縣10萬千瓦風電項目配建50MW/100MWh儲能項目，占地面積約30畝，坐落在滑州熱電廠區內，采用磷酸鐵鋰電化學儲能技術路線和戶外集裝箱布置方案，主要建設內容為新建30個儲能電池艙、15個PCS升壓艙、一座110kV升壓站及送出線路等工程，是京能滑縣10萬千瓦風電項目的配套項目。圖片來源：京能集團官方微信

獨立儲能：市場增量躍升、容量電價加速探索

11月27日，國家發改委發布《關于印發輸配電定價成本監審辦法、省級電網輸配電價定價辦法、區域電網輸電價格定價辦法和跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法的通知（發改價格規〔2025〕1490號）》，再次重申，“抽水蓄能電站、新型儲能電站、電網所屬電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本”。

“新型儲能電站成本費用不得計入輸配電價成本” 意味著，電網公司投資或租賃儲能的費用，不能打包進“輸配電價”，從而向所有用戶普攤回收。這就切斷了電網公司將電網側儲能成本通過行政定價機制、無差別轉嫁給所有用戶的直接路徑。

與此同時，這項規定也在助推獨立儲能擺脫對電網補貼或成本分攤的依賴，建立真正反映其市場價值的商業模式。獨立儲能的商業化程度進一步加深，更為廣闊的市場增量空間也同步打開。

而容量價值正是儲能實現商業價值的核心。

目前，我國正處于從各地探索“容量補償”向全國范圍建立統一、規范的“容量電價”機制過渡的關鍵階段。甘肅、寧夏兩省走在探索的前列。

7月14日，甘肅發改委發布《關于建立發電側容量電價機制的通知(征求意見稿)》，成為全國首個省級層面獨立制定容量電價機制的地區。該政策創新性地將煤電機組與電網側新型儲能納入統一補償框架，統一執行330元/kW?年的容量電價標準，執行期限為2年。

2個月后的9月12日，寧夏發改委印發《建立發電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》，明確容量電價機制覆蓋區內煤電機組與電網側新型儲能，2025年為100元/kW?年，2026年起上調至165元/kW?年。

到了11月，國家層面的政策落地。11月10日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于促進新能源消納和調控的指導意見（發改能源〔2025〕1360號）》，提出“創新促進新能源消納的價格機制”，并明確“健全完善煤電、抽水蓄能、新型儲能等調節性資源容量電價機制”。

也是在11月，國家能源局能源節約和科技裝備司副司長邊廣琦在論壇上公開表示，“十五五”期間，國家能源局將加快完善新型儲能市場機制，推動完善新型儲能等調節資源容量電價機制，指導各地完善市場價格形成機制，推動新型儲能發展從政策引導逐步向市場驅動轉變。

11月28日，內蒙古海螺通遼500MW/2000MWh獨立儲能電站正式建成投運，該項目由科華數能提供交流側解決方案，采用寧德時代5MWh儲能系統，是國內單體容量最大的新型儲能電站。圖片來源：網絡

工商業儲能：從單一套利走向精細化管理

在工商業儲能“峰谷價差套利+需求側響應+需量管理+輔助服務”的收益模型中，“峰谷價差套利”占據主導地位。峰谷價差直接取決于不同省份的工商業分時電價。

山東在全國范圍內率先建立并實施了“五段式”分時電價機制，就是將1天分為尖、峰、平、谷、深谷五個時段，根據不同時段的電力供需情況，實行差異化的電價政策。通過創新性設立尖峰、深谷時段，山東進一步拉大電力峰谷價差，推動建立儲能電站“低充高放”的市場化運營模式，大大激活了工商業儲能的發展潛力。數據顯示，2021—2024年，山東全省新型儲能裝機年均增長549%。

日前，國網山東電力發布《關于2026年工商業分時電價公告》，明確2026年山東省工商業客戶分時沿用2025年分時時段不變，浮動比例上高峰時段上浮70%、低谷時段下浮70%、尖峰時段上浮100%、深谷時段下浮90%。

同樣作為工商業儲能大省，浙江的分時電價呈現出與山東不同的變化趨勢。

2025年10月，浙江省發改委發布《關于優化分時電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》，對現行分時電價結構作出重要調整，浙江電價輸配單價及政府性基金及附加不再參與浮動，峰谷價差總體收窄，工商業儲能峰谷套利的總體收益隨之縮小。

這樣的變化直接推動工商業儲能的收益模式朝多元化發展——逐步從單一峰谷套利的收益模式，發展為以峰谷套利為主，主動參與需求側響應、虛擬電廠聚合、備用電源保障為輔的多元收益模式，由此提升綜合經濟性。

除了分時電價的變化，2025年以來國家多項重要政策都為工商業光伏打開了多元化應用場景的市場空間，也提出了精細化用戶管理的更高要求。

9月12日，國家發展改革委、國家能源局關于印發《新型儲能規模化建設專項行動方案(2025—2027年)》的通知（發改能源〔2025〕1144號），提出創新新型儲能多場景應用模式，聚焦工業園區、算力設施、商業綜合體、光儲充放一體化充電站等應用場景，積極創新綠電直連、虛擬電廠、智能微電網、源網荷儲一體化等應用模式，進一步發揮新型儲能的系統調節作用。

11月底，智利開發商AME與法國電力能源解決方案智利公司合資的大都會發電公司宣布，正式啟動安托法加斯塔大區Dune Plus儲能項目建設。該項目建成后將為智利最大光伏電站新增509MW/2036MWh儲能容量，所產生電力將定向供應給區域內的全球最大銅礦商——智利國家銅業公司（Codelco）。陽光電源成功斬獲該項目工程總包資質，將同時供應電池儲能系統并簽訂長期服務協議。圖片為江蘇張家港大洋鋁業工商業儲能電站，來源：陽光電源官網

新型儲能是我國推進能源轉型、實現“雙碳”目標的重要支撐，也是重塑國家能源安全、把握全球能源變革主動權的戰略支點。隨著風電、光伏等新能源高比例接入電網和國內電力市場建設的不斷提速，新型儲能已經成為我國能源轉型與電力市場協同發展的樞紐環節——

在新型電力系統的構建進程中，新型儲能不再是配角，而是保障電網安全、促進新能源消納、提升能源利用效率的關鍵支撐技術；在電力市場化改革進程中，新型儲能不僅是新能源產業的配套環節，更是電力市場的重要新業態，豐富多元的市場化機制充分釋放其商業價值，實現商業模式不斷創新，并逐步發展成為培育新質生產力的關鍵產業。

如今，新型儲能正式步入黃金發展周期，商業化的發展浪潮洶涌澎湃、振奮人心！