时间回拨到2025年1月，国家能源局陆续印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》、《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》，明确政策节点 “430” 和 “531” 为工商业分布式光伏消纳保障及全部进入市场的截止时点，而这直接引发了上半年新能源装机规模的剧烈波动。
中信建投统计数据显示：1-2月光伏装机规模同比增速还仅是7.5%，到了5月增幅暴增至388%，而到了6月份则骤降至-38.4%；而风电在1-3月甚至出现了负增长，而到了四五月份增速则暴涨299%→800.2%，6月增速回落为-15.9%。
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另外，根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年6月，国内新增投运新型储能项目装机规模共计2.33GW/5.63GWh，同比-65%/-66%，环比-71%/-72%。
当前产业最 具争议性，且最受关注的话题是：136号文取消强制配储后，国内储能市场发展与趋势到底如何？
悲观者认为，抢装潮后下半年储能需求可能会极度萎缩，甚至对明后年国内需求也非常悲观；而乐观者认为，新能源发电渗透率提升已成为必然趋势，当新能源发电量占比跨越临界点，系统灵活性需求将呈指数级增长，25年将成为中国储能行业的价值重构元年，从此告别 “政策拐杖”，迈入 “市场竞争力决定生存权” 新时代。
也有第三方机构分析认为，在现货市场下独立储能和自发配储的经济性已经跑通，国内储能仍有非常广阔的发展空间。笔者倾向于这一逻辑与论点，借此抛砖引玉，也欢迎读者朋友一同探讨交流。
我们首先看独立储能赛道。目前独立储能通过容量电价（或度电补贴等）保证稳定收益，且通过现货市场赚取市场化收益，已展现较为出色的经济性价值，正在有力的吸引地方实力投资主体。
据笔者了解，目前，很多省份已规划、公示了大量独立储能项目，以河北为例，近期公示的一批6.4GW/20.9GWh项目中，投资主体中地方国资、民营企业占到90%以上，而非此前强制配储时代的 “五大六小” 的央企发电集团。
另外据高工储能统计，年初以来已有内蒙古、河北、陕西、四川、浙江、江西等六省市发布储能项目名单，涉及项目188个，规模达到 29.63GW/103.26GWh。从投资主体上看，这一批独立储能示范项目中，五大六小也让位于地方投资企业，地方省投、交投、金融租赁、民营企业等成为新的投资主体。
从经济性方面考量，部分地区的独立储能确实也已具备投资价值。参考 “河北模式”（容量电价）和 “内蒙模式”（放电补偿+现货套利）两种情况。根据中信建投测算，河北的 “容量电价+峰谷套利” 和内蒙 “放电补偿+峰谷套利” 模式均可使得独立储能电站获得一定的经济性，其中内蒙由于峰谷价差大（蒙西可达0.7元/kWh以上）、储能电站利用率高（达到350次等效充放电次数以上），再加上0.35元/kWh的放电补偿，经济性尤为突出，资本金IRR可达14.8%。
今年以来，内蒙的储能招标尤其旺盛，上半年采招项目达到13.8GWh，仅次于新疆排名各省第二，可见独立储能放电补偿等政策有力刺激了项目需求。
“独立储能商业模式有望率先跑通，从收益端看，容量电价、放电补偿，以及峰谷套利等模式能够弥补容量租赁退出后的缺口。从投资方资金来源看，地方国央企、城投、交投、金融租赁等公司是这些项目投资的主力，资金成本往往低于3%甚至2%，相应对项目的收益率要求降低，而投资积极性提高。” 取消强制配储后，中信建投证券分析认为地方投资为主体的新型独立储能项目或成为下一个储能的重要发展方向。
此外，伴随着新能源市场化走向深水区，自发配储也可能成为另一产业大势。
事实上，新能源全面入市后，部分地区价格已经出现 “电价下降，以及电价波动加大，项目收益显著下降” 等现象。以现货市场转正最早的山西省为例，2024年山西现货市场日前均价已经低于本省燃煤基准价格（0.332元/kWh）0.02元/kW h左右，降幅较大。
25年以来，价格继续下降，1-4月份山西日前均价已从去年同期0.301元/kWh下降到今年1- 4月份的0.271元/kWh。与此同时，电价波动也更趋剧烈，2025年1-4月份高价和低价天数相比去年同期增长较多。从分布来看，电价的25%-75%分位从去年的0.239-0.352元/kWh（50%价差0.113元/kWh），上升到今年的0. 177-0.376元/kWh（价差0.199元/kWh）。
在这种趋势与影响下，已经对光伏电站收益产生较大影响。从2025年1-4月，山西日前分时均价来看，11-16点现货价格已经降至0.1元/kWh以下，而18-22点价格又猛升至0.5元/kWh以上，呈现明显的 “鸭子曲线” 形态。若不配置储能，午间大发时段光伏电站多以0.1元/kWh左右的均价上网，经济性较差，若主动配置储能进行能量时移，将电量转移至电价较高的傍晚、晚间时段，将有望获得较好的经济性。
根据中信建投测算，假设集中式光伏电站的大EPC单价约为3.2元/W，那么若电量全部在午间时段发出，此时电价因午间电价低，假设平均约为0.1元/kWh，那么项目的资本金IRR仅为2.1%左右，事实上处于亏损状态，不能达到合理收益率要求。
但若光伏电站自发配储以将低电价时段所发电能转移至高电价的晚高峰时段，设置四种场景，分别配储100、200、300、400MWh，分别将1/4、2/1、3/4、全部的电量进行转移。计算可得，除配储100MWh经济性差于原不配储方案外，其他三种方案经济性均好于原方案，随着配储比例的提升，资本金IRR从1.8%提升至11. 3%，投资回收期缩短至10.5年。
若考虑不同配储场景与地方政策差异，光伏配储还有可能拿到更高的投资收益。以广东省5MW/10MWh的储能电站为例，经华福证券测算，24年工商业储能收益率为27.31%，较23年增长了14.14个百分点。
因此，新能源全面进入市场后，通过自发配储能够有效地提高项目收益率，若条件允许，应配置较多的储能容量，用以将尽可能多的电量时移至高电价时段，经济性将更加出色。
综上所述，在独立储能与自发配储等强力支撑下，储能未来大概率还将保持持续增长趋势。据中信建投证券分析预测，明后年国内储能市场将有望恢复较高速增长，预计将分别达到160GWh、210GWh。
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