强制配储取消后，工商业储能为何反而“爆单”？

强制配储取消后，工商业储能为何反而“爆单”？2025盈利新模式 年初，136号文明确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，宣告了实施八年之久的强制配储政策正式退出历史舞台。回溯历史，强制配储政策始于2017年青海省的首创，随后全国20多个省份相继效仿，要求新建光伏、风电项目按比例配置储能设施，通常为装机容量的10%-20%，储能时长2-4小时。在政策驱动下，中国新型储能装机量呈现爆发式增长。 然而，靓丽的装机数据背后却隐藏着行业痛点。投资商在项目进行财务模型测算时，都将储能的这部分投资当作一个单纯的成本支出，没有任何收益。这种为配而配的行业生态导致了一系列扭曲现象： 利用率低下：据行业调研，强制配储项目的年平均利用小时数不足500小时，远低于市场化储能项目的1500小时以上。低价竞争：由于收益缺失，投资商普遍追求成本最低，催生了储能行业的价格战。 技术停滞：政策驱动下的市场更关注初始投资成本而非全生命周期性能，导致企业缺乏动力进行技术创新。136号文的出台正是对这种不可持续发展模式的制度性纠偏。 文件将风电、太阳能发电等新能源项目上网电量原则上全部推向电力市场，上网电价通过市场交易形成，储能配置也从行政命令转变为企业的自主经济决策。政策转向后，工商业储能市场呈现出分化态势。2025年一季度，中国工商业储能新增装机规模达776.13MW/1924.71MWh，同比增长54.85%。但与此同时，行业洗牌加速，2023年新增的超过5万家工商业储能相关企业中，到2024年底已有40%因技术薄弱或资金压力退出市场。这场政策变革本质上是将储能从成本负担重新定义为价值资产。 在市场化环境下，工商业储能必须证明自身的经济价值才能获得生存权。随着强制配储政策的取消，工商业储能的经济性考量被提到了前所未有的高度。传统模式下，储能被视作风光项目的附属成本项，而在市场化环境中，多元收益成为项目可行性的生命线。峰谷价差套利长期以来是工商业储能最基础的盈利方式。其原理简单明了：在用电低谷时段以低价充电，在高峰时段放电替代高价电网用电，赚取差价收益。然而，2025年全国20省实现电力现货市场全覆盖后，传统的固定时段峰谷电价逐渐被动态市场定价取代。日内价差波动幅度普遍超过1.5元/kWh，理论上收益空间比传统峰谷套利高出30%，但对运营方的预测能力和响应速度提出了更高要求。山东甚至出现了-0.18元/kWh的负电价，缺乏对冲机制的储能项目可能面临越发电越亏钱的风险。 值得注意的是，价差收窄的趋势在部分市场已经显现。2025年头部企业收益结构中，传统电费节省占比已降至40%以下。单一峰谷套利项目的内部收益率(IRR)普遍降至6-8%，而采用多维收益结构的项目仍可维持12-15%的收益率。这种变化倒逼运营商不得不拓展收益渠道，不再依赖单一价差模式。对于受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用户，电费构成中除按用电量计算的电度电费外，还包括按最大需量计算的基本电费。 这部份需量电费往往成为工业用户的隐形成本，却鲜为人知。储能系统通过精准控制最大需量，可以带来意想不到的收益。需量管理的技术关键在于秒级响应。当监测到负荷即将超过设定阈值时，储能需在1秒内放电补位。某机械加工厂原峰值功率1200kW，配置储能后降至950kW，每月减少需量电费3.75万元，年节省45万元。另一制造企业通过配置2MW/4MWh储能系统，将月度最高需量从3500kW降至2800kW，年省基本电费超50万元。计算公式很简单：节省电费=(原需量-控制后需量)×需量电价×12。两部制电价下，基本电费可能比电度电费更烧钱，而储能正是解开这把成本锁的钥匙。需量管理特别适合负荷波动大的制造企业，成为工商业储能最具确定性的收益来源之一。 辅助服务市场在2025年可谓异军突起，全国市场规模突破百亿元。储能电站白天参与调频、夜间进行峰谷套利，可使项目IRR提升至15%，较单一模式提高近一倍。辅助服务收益的核心优势在于其高单价和快周转。一次成功的调频服务可在秒级时间内完成，而收益按功率计算而非电量，对电池循环损耗相对较小。然而，这个市场也存在赢者诅咒，随着过多储能涌入调频市场，调频边际收益逐渐降低。 此外，辅助服务对设备性能要求严格，需要选择循环寿命≥8000次的电芯和5分钟级响应的PCS。只有具备快速响应能力和高可靠性的储能系统，才能在这一领域分得一杯羹。电力现货交易堪称高阶玩家的金融战场，也是收益重构中最具想象空间的一环。与固定时段的峰谷套利不同，现货交易要求根据15分钟级价格信号灵活调整策略，对运营方的市场预测能力和风险管控提出了极高要求。在山东、山西等现货市场成熟地区，储能运营商可通过价差套利、容量补偿、爬坡辅助等多种方式获取收益。值得注意的是，现货交易的高收益伴随高风险。山东曾出现-0.18元/kWh的负电价，缺乏对冲机制的储能项目可能越发电越亏钱。 因此，成熟的现货交易参与者往往采用对冲策略，与电网签订基准价差协议锁定部分收益，同时配置10-20%容量应对负电价风险。绿电溢价是双碳目标下的新兴收益维度。当前国内绿证价格最高8.2元/张，出口型企业通过储能+光伏打包注册减排项目，每MWh清洁电力可获1个绿证。随着欧盟碳边境调节机制(CBAM)的实施，这一收益渠道有望进一步拓宽。江苏、广东等地对光储项目提供0.2-0.3元/kWh的运营补贴，并通过隔墙售电模式降低输配成本。 上海、深圳等地试点将储能项目纳入碳足迹管理，为出口型企业提供国际竞争力背书。收益多元化也带来运营复杂度的跃升。基础型策略可采用70%峰谷套利+20%需量管理+10%需求响应；进取型策略则可采用50%现货套利+30%辅助服务+20%碳资产的组合拳。这种转型不仅考验技术能力，更考验对当地电力市场规则的深刻理解和灵活应用。在四维收益矩阵的支持下，优质工商业储能项目的内部收益率可提升至12%-15%，回收周期缩短至3-5年。数据显示，采用多元收益结构的回收周期仅3年。 这标志着工商业储能已经具备了市场化生存的能力，不再依赖政策强制配置的拐杖。站在2025年年中这个时间节点回望，工商业储能已经走过政策驱动的高速增长期，正在步入市场化、规范化发展的新阶段。随着136号文彻底取消强制配储，行业将面临怎样的格局重构？在技术、模式、市场的三重变革下，哪些企业能够脱颖而出？未来五年，工商业储能又将呈现怎样的发展趋势？从全球视野到区域深耕，从能源工具到数字资产，工商业储能的未来图景正在徐徐展开。136号文的实施将加速行业优胜劣汰。随着电力系统中风电、光伏发电量渗透率的持续提高和电力现货市场持续推进，储能在构网、市场交易上的能力将决定其为客户创造的价值，最终通过溢价回报给储能厂商，并加速整个行业的优胜劣汰。市场集中度将进一步提高。 目前头部企业如宁德时代、比亚迪市占率已超60%，而随着《"十四五"新型储能发展实施方案》明确提出淘汰技术落后、效益低下的产能，重点支持高效、安全、绿色技术企业，马太效应将进一步加剧。区域性差异也将更加明显。政策驱动转向市场驱动后，企业需要比拼技术、成本控制及运用能力。浙江、广东等高电价差区域将继续保持领先，而四川、重庆等政策红利洼地通过制度创新可能实现弯道超车。数字化转型将成为不可逆转的潮流。云计算与大数据推动储能系统向软件定义升级，EMS系统通过机器学习优化充放电策略，结合电价波动与负荷需求动态调整收益模型，部分项目投资回报周期缩短至3年。 技术路线将呈现多元化发展。钠离子电池凭借成本优势在低端市场渗透率超10%，液流电池则在大容量长时储能中崭露头角，预计2030年形成多技术互补格局。安全标准将全面提升。随着《电化学储能电站设计规范》和《电化学储能系统接入电网技术规定》等标准修订完善，工商业储能的安全门槛将大幅提高。热失控防护、早期预警和灭火系统将成为强制性要求，液冷技术因其优异的热管理性能市场份额将超过风冷。 收益多元化趋势将进一步加强。从传统峰谷套利向多场景延伸：刚性需求场景通过储能保障用电稳定性；增值服务场景实现绿电消纳与负荷聚合；跨境出海成为企业布局重点。轻资产模式将主导市场。合同能源管理与融资租赁模式因其能够降低业主投入门槛，将继续扩大市场份额。预计到2027年，轻资产模式占比将超过70%，成为工商业储能项目的主流选择。 虚拟电厂将深刻改变行业生态。5G+AI+物联网技术助力储能与分布式能源深度耦合，虚拟电厂作为能源大脑协调微电网运行。随着电力市场改革深化，虚拟电厂参与现货交易和辅助服务的门槛将降低，为分布式储能资源创造更大价值。随着虚拟电厂、碳交易等新业态的成熟，工商业储能或将成为能源转型中最具想象力的增长极。从被动响应政策到主动创造价值，从单一能源工具到综合数字资产，工商业储能的未来充满无限可能。