新能源电价政策对储能需求的影响
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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）。
6月1日新规落地前或出现新能源项目的抢装行为，进而带动多晶硅需求，亦会提振铜、铝、玻璃等材料需求，但下半年装机量将面临显著下行风险。从储能方面来看，强制配储取消，储能将进入盈利驱动新阶段。
强制配储取消
储能进入盈利驱动新阶段
136号文取消新能源项目的强制配储要求，储能行业将从强制配储进入盈利驱动阶段。第九条“强化政策协同”中指出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。
强制配储政策是过去中国推动新能源消纳和电力系统稳定的重要手段。强制配储的发展脉络可以追溯到“十三五”末期，并在“十四五”期间逐步完善和强化。随着风电、光伏装机规模快速增长，新能源消纳问题日益突出，部分地区出现弃风弃光现象。
为此，新疆、山东等省份在早期陆续发布新能源要求配储或鼓励配储的政策措施，随后在“十四五”期间将政策逐渐推广向全国，并从鼓励性转向强制性（即新能源项目必须配置储能才能并网）。
强制配储在一定程度上缓解了消纳的压力，但也暴露出了经济性欠佳的问题。新能源配储最主要的商业模式就是减少弃电损失，即通过储存新能源电站的弃风弃光电量，在电网允许时段放电，减少发电损失以实现获利。在部分峰谷电价差小的地区，该模式的收入难以覆盖早期储能设备的度电成本，新能源配储电站陷入低利用率、难回本的困境。
2024年上半年新能源配储的平均利用率仅为31%，显著低于独立储能和工商业配储的同期水平，反映出新能源配储的利用率低、“建而不调”。建设新能源配储的目的更多在于完成政策目标和提升新能源项目并网优先级。
图：2024年上半年各类型储能项目平均利用率对比
来源：中国电力企业联合会，中信期货
为提升储能行业发展的内驱力，国家开始鼓励各地探索储能的多种应用场景和商业模式。得益于其丰富的商业模式和优秀的经济性，共享储能/独立储能等电网侧储能的快速发展。其中，共享储能在2023-2024年占到我国储能新增装机的60%以上，较2022年明显提升。当下电网侧储能的商业模式主要有容量租赁、峰谷套利和辅助服务等。
图：2022/2024年新型储能新增装机结构
来源：Wind,iFind，中信期货
回顾2019-2024年储能行业的发展，可以发现从国家鼓励共享储能模式开始，储能行业的发展动能就逐步从政策要求转向盈利驱动。当盈利驱动的电网侧储能占比达到60%以上之后，取消强制配储、彻底转向市场化实际上是行业发展的大势所趋和必然结果。
表：独立储能/共享储能商业模式简介
来源：中信期货
短期或带动已备案的光伏及储能项目在5月底前抢装，导致今年上半年的装机高峰前置。根据不完全统计，2024年8月到2025年1月，中国新型储能招标总规模为36.72GW/141.69GWh，同比增长65/193%，其中包括45GWh的央企大型集采项目（扣除集采后中标容量规模增长90%）；较高的中标增速有望带动上半年的装机快速增长，且136号文将导致装机需求进一步前置，集中在5月左右出现爆发。
中期看，即136号文生效后，储能项目完全转向收益率导向。部分低电价区域由于峰谷价差较小、储能项目收益较低，配储动力不足，将出现装机需求下滑。当前部分西北低电价区域存在储能项目利用率低、收益率低等问题。在强制配储的政策约束解除后，该区域的储能装机需求可能会出现较明显的下滑。
长期看，伴随新能源发电比例的提升，中午时段市场化电价将会进一步压低，从而拉开峰谷价差，为储能发展提供空间。之前提到电网侧储能的三种主要商业模式分别是容量租赁、峰谷套利和辅助服务。其中容量租赁模式的盈利能力取决于各省内的“新能源电力-储能”供需关系，峰谷套利的盈利能力取决于各省的峰谷价差，辅助服务的盈利能力取决于各省电网调节能力的缺口。因此，峰谷价差越高，新能源发电占比越高，就越有利于储能项目的盈利。
在电力市场化进一步深化改革的大背景下，未来高电价、高新能源渗透率地区的储能需求将进一步释放，并且有利于具有品质保证、技术优势的储能企业扩大市场份额，促进市场优胜劣汰。
为了进一步细化政策可能带来的影响，本文以发展较为成熟的山东电力市场为例，对当地独立储能项目的经济性进行测算。在1.2元/Wh的EPC建设成本下，假设：（1）容量租赁比例40%，且平均租赁收入150元/度·年；（2）平均峰谷价差在0.25元/度，每天2充2放；（3）辅助服务市场在0.5元/度，可以计算得到独立储能项目的预期收益率为11.3%(下表内绿色方框)，经济性较为理想。
表：独立储能经济性测算
来源：ScienceDirect，中信期货
展望未来，在新能源电力占比进一步提升的大背景下，中午时间段未配储的光伏发电必将压低中午时间段电力现货价格，使得储能可以享受更大的峰谷价差，获得更高收益。
而如果光伏希望改变出力曲线、避免中午时段低电价，则需要自建储能或与储能电站签订容量租赁协议，同样利好储能需求。因此对于电价较高、新能源发电占比较高的区域，此次发布的文件事实上属于长期利好，将进一步带动储能需求的释放；而对于部分电价较低的区域，改革虽然会导致中期强制配储需求的下降，但从长期看也将带动当地储能发展模式向盈利驱动转变，实现健康良性的增长。
取消强制配储并不意味政策红利完全消失，未来有望迎来进一步的政策支持。取消强制配储并不意味着政策不再支持储能行业发展，而是从过去的低效增长转为高质量发展。
未来储能行业有望迎来更多政策支持：
一是，储能电力现货交易的政策有望进一步放开，目前有17个省份允许（新型）储能参与现货市场，未来该政策有望推广至全国；
二是，储能容量电价政策的推广，目前仅有河北、新疆、山东、广东等省份出台容量电价政策，该政策类似于火电容量电价，根据储能项目规模进行每年补偿，未来有望进一步推广；
三是，电力现货市场的价格区间有望进一步扩大，目前许多省份的电网现货市场限价下限仍大于等于0元/兆瓦时，未来随着新能源渗透率进一步提高，电价下限有望放宽，从而为储能峰谷套利打开空间。
针对商品市场，136号文或将导致2025年储能相关品种需求前置。上半年抢装或部分透支下半年项目需求，对储能上游碳酸锂等商品需求带来波动，但仍需关注届时的项目招采表现。
针对权益市场，储能“反内卷”之下，更考验项目精细化运营和技术能力。未来储能项目能否长期稳定运营将成为项目方考虑的重点，市场竞争的焦点将从“低价内卷”转向“品牌、技术、口碑”等综合实力比拼。
