時間回?fù)艿?025年1月，國家能源局陸續(xù)印發(fā)《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》、《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》，明確政策節(jié)點(diǎn) “430” 和 “531” 為工商業(yè)分布式光伏消納保障及全部進(jìn)入市場的截止時點(diǎn)，而這直接引發(fā)了上半年新能源裝機(jī)規(guī)模的劇烈波動。
中信建投統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示：1-2月光伏裝機(jī)規(guī)模同比增速還僅是7.5%，到了5月增幅暴增至388%，而到了6月份則驟降至-38.4%；而風(fēng)電在1-3月甚至出現(xiàn)了負(fù)增長，而到了四五月份增速則暴漲299%→800.2%，6月增速回落為-15.9%。
(資料圖片)
另外，根據(jù)CNESA DataLink全球儲能數(shù)據(jù)庫的不完全統(tǒng)計，2025年6月，國內(nèi)新增投運(yùn)新型儲能項目裝機(jī)規(guī)模共計2.33GW/5.63GWh，同比-65%/-66%，環(huán)比-71%/-72%。
當(dāng)前產(chǎn)業(yè)最 具爭議性，且最受關(guān)注的話題是：136號文取消強(qiáng)制配儲后，國內(nèi)儲能市場發(fā)展與趨勢到底如何？
悲觀者認(rèn)為，搶裝潮后下半年儲能需求可能會極度萎縮，甚至對明后年國內(nèi)需求也非常悲觀；而樂觀者認(rèn)為，新能源發(fā)電滲透率提升已成為必然趨勢，當(dāng)新能源發(fā)電量占比跨越臨界點(diǎn)，系統(tǒng)靈活性需求將呈指數(shù)級增長，25年將成為中國儲能行業(yè)的價值重構(gòu)元年，從此告別 “政策拐杖”，邁入 “市場競爭力決定生存權(quán)” 新時代。
也有第三方機(jī)構(gòu)分析認(rèn)為，在現(xiàn)貨市場下獨(dú)立儲能和自發(fā)配儲的經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)跑通，國內(nèi)儲能仍有非常廣闊的發(fā)展空間。筆者傾向于這一邏輯與論點(diǎn)，借此拋磚引玉，也歡迎讀者朋友一同探討交流。
我們首先看獨(dú)立儲能賽道。目前獨(dú)立儲能通過容量電價（或度電補(bǔ)貼等）保證穩(wěn)定收益，且通過現(xiàn)貨市場賺取市場化收益，已展現(xiàn)較為出色的經(jīng)濟(jì)性價值，正在有力的吸引地方實(shí)力投資主體。
據(jù)筆者了解，目前，很多省份已規(guī)劃、公示了大量獨(dú)立儲能項目，以河北為例，近期公示的一批6.4GW/20.9GWh項目中，投資主體中地方國資、民營企業(yè)占到90%以上，而非此前強(qiáng)制配儲時代的 “五大六小” 的央企發(fā)電集團(tuán)。
另外據(jù)高工儲能統(tǒng)計，年初以來已有內(nèi)蒙古、河北、陜西、四川、浙江、江西等六省市發(fā)布儲能項目名單，涉及項目188個，規(guī)模達(dá)到 29.63GW/103.26GWh。從投資主體上看，這一批獨(dú)立儲能示范項目中，五大六小也讓位于地方投資企業(yè)，地方省投、交投、金融租賃、民營企業(yè)等成為新的投資主體。
從經(jīng)濟(jì)性方面考量，部分地區(qū)的獨(dú)立儲能確實(shí)也已具備投資價值。參考 “河北模式”（容量電價）和 “內(nèi)蒙模式”（放電補(bǔ)償+現(xiàn)貨套利）兩種情況。根據(jù)中信建投測算，河北的 “容量電價+峰谷套利” 和內(nèi)蒙 “放電補(bǔ)償+峰谷套利” 模式均可使得獨(dú)立儲能電站獲得一定的經(jīng)濟(jì)性，其中內(nèi)蒙由于峰谷價差大（蒙西可達(dá)0.7元/kWh以上）、儲能電站利用率高（達(dá)到350次等效充放電次數(shù)以上），再加上0.35元/kWh的放電補(bǔ)償，經(jīng)濟(jì)性尤為突出，資本金IRR可達(dá)14.8%。
今年以來，內(nèi)蒙的儲能招標(biāo)尤其旺盛，上半年采招項目達(dá)到13.8GWh，僅次于新疆排名各省第二，可見獨(dú)立儲能放電補(bǔ)償?shù)日哂辛Υ碳ち隧椖啃枨蟆?/p>
“獨(dú)立儲能商業(yè)模式有望率先跑通，從收益端看，容量電價、放電補(bǔ)償，以及峰谷套利等模式能夠彌補(bǔ)容量租賃退出后的缺口。從投資方資金來源看，地方國央企、城投、交投、金融租賃等公司是這些項目投資的主力，資金成本往往低于3%甚至2%，相應(yīng)對項目的收益率要求降低，而投資積極性提高?！?取消強(qiáng)制配儲后，中信建投證券分析認(rèn)為地方投資為主體的新型獨(dú)立儲能項目或成為下一個儲能的重要發(fā)展方向。
此外，伴隨著新能源市場化走向深水區(qū)，自發(fā)配儲也可能成為另一產(chǎn)業(yè)大勢。
事實(shí)上，新能源全面入市后，部分地區(qū)價格已經(jīng)出現(xiàn) “電價下降，以及電價波動加大，項目收益顯著下降” 等現(xiàn)象。以現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)正最早的山西省為例，2024年山西現(xiàn)貨市場日前均價已經(jīng)低于本省燃煤基準(zhǔn)價格（0.332元/kWh）0.02元/kW h左右，降幅較大。
25年以來，價格繼續(xù)下降，1-4月份山西日前均價已從去年同期0.301元/kWh下降到今年1- 4月份的0.271元/kWh。與此同時，電價波動也更趨劇烈，2025年1-4月份高價和低價天數(shù)相比去年同期增長較多。從分布來看，電價的25%-75%分位從去年的0.239-0.352元/kWh（50%價差0.113元/kWh），上升到今年的0. 177-0.376元/kWh（價差0.199元/kWh）。
在這種趨勢與影響下，已經(jīng)對光伏電站收益產(chǎn)生較大影響。從2025年1-4月，山西日前分時均價來看，11-16點(diǎn)現(xiàn)貨價格已經(jīng)降至0.1元/kWh以下，而18-22點(diǎn)價格又猛升至0.5元/kWh以上，呈現(xiàn)明顯的 “鴨子曲線” 形態(tài)。若不配置儲能，午間大發(fā)時段光伏電站多以0.1元/kWh左右的均價上網(wǎng)，經(jīng)濟(jì)性較差，若主動配置儲能進(jìn)行能量時移，將電量轉(zhuǎn)移至電價較高的傍晚、晚間時段，將有望獲得較好的經(jīng)濟(jì)性。
根據(jù)中信建投測算，假設(shè)集中式光伏電站的大EPC單價約為3.2元/W，那么若電量全部在午間時段發(fā)出，此時電價因午間電價低，假設(shè)平均約為0.1元/kWh，那么項目的資本金IRR僅為2.1%左右，事實(shí)上處于虧損狀態(tài)，不能達(dá)到合理收益率要求。
但若光伏電站自發(fā)配儲以將低電價時段所發(fā)電能轉(zhuǎn)移至高電價的晚高峰時段，設(shè)置四種場景，分別配儲100、200、300、400MWh，分別將1/4、2/1、3/4、全部的電量進(jìn)行轉(zhuǎn)移。計算可得，除配儲100MWh經(jīng)濟(jì)性差于原不配儲方案外，其他三種方案經(jīng)濟(jì)性均好于原方案，隨著配儲比例的提升，資本金IRR從1.8%提升至11. 3%，投資回收期縮短至10.5年。
若考慮不同配儲場景與地方政策差異，光伏配儲還有可能拿到更高的投資收益。以廣東省5MW/10MWh的儲能電站為例，經(jīng)華福證券測算，24年工商業(yè)儲能收益率為27.31%，較23年增長了14.14個百分點(diǎn)。
因此，新能源全面進(jìn)入市場后，通過自發(fā)配儲能夠有效地提高項目收益率，若條件允許，應(yīng)配置較多的儲能容量，用以將盡可能多的電量時移至高電價時段，經(jīng)濟(jì)性將更加出色。
綜上所述，在獨(dú)立儲能與自發(fā)配儲等強(qiáng)力支撐下，儲能未來大概率還將保持持續(xù)增長趨勢。據(jù)中信建投證券分析預(yù)測，明后年國內(nèi)儲能市場將有望恢復(fù)較高速增長，預(yù)計將分別達(dá)到160GWh、210GWh。
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