产业观察

“目前，各省新型储能的收益模式仅支持百万级别储能运营，无法应对千万级储能及调节资源规模化发展，迫切需要进行统一的市场顶层设计，支持新型电力系统调节能力体系建设。”

“取消新能源强制配储要求后，将倒逼储能通过现货电能量、调频辅助服务、容量补偿、绿电交易等多元化组合方式提升其盈利能力，对储能运营商的价格预测准度、组合交易策略、能量管理技术等均提出了更高要求。”……

如今，国家发改委、国家能源局联合发布的《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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）落地已过半载，其如何重塑“新能源+储能”的发展格局成为核心关切。

在日前由中国能源研究会、中关村储能产业技术联盟、中央企业新型储能创新联合体、内蒙古储能产业促进会、呼和浩特产业创新研究院主办的“第十届储能西部论坛”上，新能源与储能如何协同发展、储能价值如何重构，成为全场热议话题。

业内人士认为，新型储能市场呈现出“短期震荡与长期向好”并存的态势，从“政策宠儿”到“市场考生”，新型储能从过去依靠政策“强制配储”的模式，转向在市场竞争中证明自身价值的新阶段。

投资趋理性，装机增速“冷静换挡”

今年上半年，新型储能装机呈现“先蹲后跳”的增长曲线，市场正在“冷静换挡”。

业内人士认为，136号文发布伊始，项目方普遍进入观望状态，第一季度新增装机首次迎来季度同比下跌。根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年第一季度，国内新增投运新型储能项目装机规模5.03吉瓦、11.79吉瓦时，同比-1.5%、-5.5%。

第二季度，在光伏“抢装”带动下，新型储能装机随之增长。今年上半年，全国新型储能装机规模达到94.91吉瓦/222吉瓦时，较2024年底增长约29%。业内人士表示，数字背后，释放了各地细则尚未完全落地、企业不再“闭眼狂奔”的信号，项目方的投资节奏明显比往年更谨慎，其开始重新测算现货价差、容量补偿、调频收益等多维模型。

截至目前，云南、湖北、山东、内蒙古、新疆等地已正式下发136号文省级落地文件，广东、山西等地正在进行意见征求，仍有半数以上省份细则未定。其中，甘肃省明确，市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。内蒙古给出“度电0.35元、补偿10年”的容量电价承诺，山东对新型储能进行“容量补偿+市场交易”探索，在国内率先建立独立储能电力现货市场交易机制。

新能源全面入市，新型储能迎来新机遇

作为与新能源紧密相连的命运共同体，新能源全面入市为新型储能带来一系列机遇。

南方电网电力调度控制中心水电及新能源处主管邹芃蓥指出，136号文提出新能源不再强制配建要求，现货市场价格上下限价差将进一步扩大，意味着对新型储能、虚拟电厂等大批可调节资源具有了更广泛的市场需求空间。现货市场价格更能反映真实供需关系，引导新能源资源优化配置，储能合理规划布局，逐渐破解储能“建而不用”难题，推动资源整合激发“倍增效应”。

会上也有专家指出，在新能源全面入市背景下，位置、规模和电压等级决定储能调用次数和收益。“储能越靠近阻塞节点，调用次数越多，获得电能量收益越多。大容量储能调节范围大、响应速度快，可参与多类型市场交易(如现货、调频、备用)，调用场景丰富且频次高，收益来源多元(容量费、服务费等)。优化储能布局与规模设计，是提升调用效率、释放收益潜力的关键。”

成长的烦恼，跨省交易受限与盈利模式之困

然而，新型储能的“入市之旅”并非一帆风顺。尽管利好政策频出，但行业标准缺失、经济性有待提高、盈利模式尚不清晰等问题依然突出。

内蒙古北宸智库新能源专委会副主任、原内蒙古电力经济技术研究院院长赵墨林指出，当前，新型储能在电力系统应用上主要存在安全、技术、经济等三大瓶颈问题。一是安全运行方面，新型储能的安全运行问题尚未得到彻底解决，特别是长时(运行参数等外特性)，规模化的化学储能设备事故时有发生，使得电力储能存在很大隐患和风险。二是技术路线方面，新型/电力储能的技术路线还不甚明确或尚不完全成熟，各种与电力系统适配度较好的新型储能正在研发、试验或“半商用”中。三是经济效益方面，新型储能尚缺乏运营竞争力，缺乏完善电价机制和市场体系，新型储能的功能作用及经济效益没有得到充分体现。

会上有专家指出，电力市场限价区间有待进一步扩大。我国电力市场限价机制以最高最低限价方式为主，市场上下限价差较低，如中长期市场价格只允许在基准电价基础上上下浮动20%(上下限价差约0.15元/千瓦时)，部分地区现货市场限价区间也较窄，市场价格难以充分反映时段性供需关系的变化，不利于调节资源释放发展潜力。

上述专家进一步指出，部分地区新能源大发期已无充放电空间。春节等节假日期间，负荷低位运行，新能源持续大发，电网运行出现调节手段不足的问题，部分地区已出现抽蓄、储能连续多日无放电窗口的情况。随着新能源装机进一步增长，未来春秋季，这一情况可能常态化出现。此外，截至2025年6月底，全国新能源汽车保有量3689万辆，新能源车集中充电对配电网承载力、系统调节能力带来巨大挑战。

记者在会上了解到，跨省电力交易正在加速推进，然而新型储能在参与过程中却面临一系列发展瓶颈。目前，新型储能仍以省内资源的“一充一放”为主要运行模式，尚未纳入区域及省间市场体系，储能参与跨省交易缺乏机制支撑，难以实现灵活跨省调度，其调节潜力未能充分释放。

破局之道，顶层设计与技术创新双轮驱动

当前新型储能所遭遇的问题，并非参与市场交易本身所致，而是其实现商业化发展的内在要求。破解困境的关键，在于通过市场机制精准定位其核心价值。

赵墨林表示，要重点研究新型储能在电力运行工况的适配度问题，积极稳妥推动新型储能建设工程项目。对于制造领域，应积极开展新型储能技术突破和科研创新，其中，要重点关注规模化储能技术，例如长时氢储(包括氢气管网系统)、全钒液流以及固态钠盐等新技术产品。对于电力领域，应通过分析新型储能的适配度，积极开展多类储能“混合模式”的示范工程，推动新型储能的多场景应用，以满足电力系统的灵活运营需求。

赵墨林建议，就新型储能经济性问题而言，主要应加强成本、投资及收益等综合能效研究，推动现代能源经济的高质量发展。一是在制造领域，应着力降低度电成本（或单位能量成本）、提高转化效能、加快产品迭代，充分挖潜新型储能在电力系统中的灵活调节能力。二是在电力应用领域，应强化新型储能工程建设项目的前期规划、投资分析和收益能力，推进技术创新和示范工程，提高电力储能的综合运营水平。三是应进一步完善电力储能的中长期市场交易机制，构建能源产业新业态，推动建设协调、互动、友好的综合能源运营体系。

针对限价问题，会上有专家建议进一步完善市场价格机制，研究逐步放开市场限价设置，合理拉大最高最低限价区间。技术方面，积极发展长周期大容量储能技术。针对“消纳矛盾持续突出、日内调节手段失效”的问题，推动氢能、压缩空气储能等长周期大容量储能技术研究布局，有效应对周期性季节性电力电量余缺问题。服务新型主体有序参与市场。坚持安全底线和市场化方向，支持虚拟电厂、负荷聚合商、源网荷储一体化项目等新型主体、新兴业态发展，推动新能源车、储能等调节性资源由分散难调向集中可调转变。