時間回撥到2025年1月，國家能源局陸續印發《分布式光伏發電開發建設管理辦法》、《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》，明確政策節點 “430” 和 “531” 為工商業分布式光伏消納保障及全部進入市場的截止時點，而這直接引發了上半年新能源裝機規模的劇烈波動。
中信建投統計數據顯示：1-2月光伏裝機規模同比增速還僅是7.5%，到了5月增幅暴增至388%，而到了6月份則驟降至-38.4%；而風電在1-3月甚至出現了負增長，而到了四五月份增速則暴漲299%→800.2%，6月增速回落為-15.9%。
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另外，根據CNESA DataLink全球儲能數據庫的不完全統計，2025年6月，國內新增投運新型儲能項目裝機規模共計2.33GW/5.63GWh，同比-65%/-66%，環比-71%/-72%。
當前產業最 具爭議性，且最受關注的話題是：136號文取消強制配儲后，國內儲能市場發展與趨勢到底如何？
悲觀者認為，搶裝潮后下半年儲能需求可能會極度萎縮，甚至對明后年國內需求也非常悲觀；而樂觀者認為，新能源發電滲透率提升已成為必然趨勢，當新能源發電量占比跨越臨界點，系統靈活性需求將呈指數級增長，25年將成為中國儲能行業的價值重構元年，從此告別 “政策拐杖”，邁入 “市場競爭力決定生存權” 新時代。
也有第三方機構分析認為，在現貨市場下獨立儲能和自發配儲的經濟性已經跑通，國內儲能仍有非常廣闊的發展空間。筆者傾向于這一邏輯與論點，借此拋磚引玉，也歡迎讀者朋友一同探討交流。
我們首先看獨立儲能賽道。目前獨立儲能通過容量電價（或度電補貼等）保證穩定收益，且通過現貨市場賺取市場化收益，已展現較為出色的經濟性價值，正在有力的吸引地方實力投資主體。
據筆者了解，目前，很多省份已規劃、公示了大量獨立儲能項目，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、民營企業占到90%以上，而非此前強制配儲時代的 “五大六小” 的央企發電集團。
另外據高工儲能統計，年初以來已有內蒙古、河北、陜西、四川、浙江、江西等六省市發布儲能項目名單，涉及項目188個，規模達到 29.63GW/103.26GWh。從投資主體上看，這一批獨立儲能示范項目中，五大六小也讓位于地方投資企業，地方省投、交投、金融租賃、民營企業等成為新的投資主體。
從經濟性方面考量，部分地區的獨立儲能確實也已具備投資價值。參考 “河北模式”（容量電價）和 “內蒙模式”（放電補償+現貨套利）兩種情況。根據中信建投測算，河北的 “容量電價+峰谷套利” 和內蒙 “放電補償+峰谷套利” 模式均可使得獨立儲能電站獲得一定的經濟性，其中內蒙由于峰谷價差大（蒙西可達0.7元/kWh以上）、儲能電站利用率高（達到350次等效充放電次數以上），再加上0.35元/kWh的放電補償，經濟性尤為突出，資本金IRR可達14.8%。
今年以來，內蒙的儲能招標尤其旺盛，上半年采招項目達到13.8GWh，僅次于新疆排名各省第二，可見獨立儲能放電補償等政策有力刺激了項目需求。
“獨立儲能商業模式有望率先跑通，從收益端看，容量電價、放電補償，以及峰谷套利等模式能夠彌補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%，相應對項目的收益率要求降低，而投資積極性提高。” 取消強制配儲后，中信建投證券分析認為地方投資為主體的新型獨立儲能項目或成為下一個儲能的重要發展方向。
此外，伴隨著新能源市場化走向深水區，自發配儲也可能成為另一產業大勢。
事實上，新能源全面入市后，部分地區價格已經出現 “電價下降，以及電價波動加大，項目收益顯著下降” 等現象。以現貨市場轉正最早的山西省為例，2024年山西現貨市場日前均價已經低于本省燃煤基準價格（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，已經對光伏電站收益產生較大影響。從2025年1-4月，山西日前分時均價來看，11-16點現貨價格已經降至0.1元/kWh以下，而18-22點價格又猛升至0.5元/kWh以上，呈現明顯的 “鴨子曲線” 形態。若不配置儲能，午間大發時段光伏電站多以0.1元/kWh左右的均價上網，經濟性較差，若主動配置儲能進行能量時移，將電量轉移至電價較高的傍晚、晚間時段，將有望獲得較好的經濟性。
根據中信建投測算，假設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出，此時電價因午間電價低，假設平均約為0.1元/kWh，那么項目的資本金IRR僅為2.1%左右，事實上處于虧損狀態，不能達到合理收益率要求。
但若光伏電站自發配儲以將低電價時段所發電能轉移至高電價的晚高峰時段，設置四種場景，分別配儲100、200、300、400MWh，分別將1/4、2/1、3/4、全部的電量進行轉移。計算可得，除配儲100MWh經濟性差于原不配儲方案外，其他三種方案經濟性均好于原方案，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，經華福證券測算，24年工商業儲能收益率為27.31%，較23年增長了14.14個百分點。
因此，新能源全面進入市場后，通過自發配儲能夠有效地提高項目收益率，若條件允許，應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，經濟性將更加出色。
綜上所述，在獨立儲能與自發配儲等強力支撐下，儲能未來大概率還將保持持續增長趨勢。據中信建投證券分析預測，明后年國內儲能市場將有望恢復較高速增長，預計將分別達到160GWh、210GWh。
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