电力央企罕见对储能收益率“划红线”

新能源弃电限电率走高，配储成了必选项。电化学储能被推上前台之际，电力央企罕见为配储划出底线。

华夏能源网获悉，6月26日，国家能源集团旗下上市公司长源电力（SZ：000966）发布《投资管理办法（第三版）》，给出各类投资项目的投资收益率要求。其中，风、光、储、抽蓄等项目，资本金内部收益率要求为最低6.5%，全投资内部收益率则为6%以上。

“双碳”目标出炉后的最初两三年里，新能源炙手可热，各方争先恐后、大干快上，没有人会去注意和强调收益率。彼时，新能源保障性收购带补贴的电价甚至高于各地燃煤基准电价，且在煤电全线亏损的2021年、2022年，新能源因盈利可观而风光无限。

转折点出现在2024年。电力央国企一边开始争相甩卖光伏电站，一边对增量风光项目的收益率画出红线，大体上划在了6.5%、7%以上。

如今，这股为新能源收益率划线的浪潮蔓延到了储能项目上。这一带有风向标意义的划线，影响将十分深远。

配储不再强制，但是是必选项

电力央企发展储能，先后经历了两个阶段。

第一个阶段是强制配储阶段，彼时电力央企为了争抢新能源开发指标可谓下了血本。某发电央企为了拿下青海一个100万千瓦的光伏电站项目，不仅爽快答应当地政府的产能配套以及捐钱建学校、修路要求，在电网公司提出特高压输送新能源电压失稳、冲击电网安全后，还斥资2亿元加装了调相机。

相比上述地方政府和电网的“揩油”，储能作为强制配储下新能源项目的“路条”，项目投资体量更大。以‌三峡集团乌兰察布新能源配储示范项目为例‌，该项目总装机200万千瓦（170万千瓦风电+ 30万千瓦光伏），配套新型储能 ‌55万千瓦。

该项目储能搭配新能源是1：4的配置比例。如果按2小时系统计算，储能总投资造价为5.5亿—6.5亿元；如果按4小时系统计算，造价就要升至10.0亿—12.1亿元。

第二个阶段开始于2024年。彼时，新能源配储建而不调，造成了资源浪费，叠加新能源量价齐跌，电力央企对强制配储的容忍度也降到了“冰点”。当年春节前后，一则“五大六小国央企发电集团因收益率不行而停止锂电储能项目”的传言不胫而走并持续发酵，消息在储能业内燃爆。

此后，2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《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》（即“136号文”）‌，强制配储被“叫停”。

然而，电力央企的新能源开发，仍然避免不了配储——新能源弃电限电率持续大幅走高，不配储又能怎么办呢？

以新能源大省山东为例，为求解增量分布式光伏并网难题，山东提出了一个双策并举的新思路：一是加装储能，全部自发自用；二是建设台区储能、云储能，白天充电、夜晚放电上网。在同一接网红区问题上，新版《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》，在取消了执行了整整6年的“变压器反向负载率80%”硬性限制的同时，也将出路指向了配储。

配储问题同样体现在“沙戈荒”大基地项目中。尽管配储不再强制，但是，考虑到现实中的新能源项目接网消纳，配储的项目更容易获得电网调度的友好对待——于是，配储依然是新能源项目必不可少的“门槛”。

比如，国家能源集团甘肃巴丹吉林“沙戈荒”大型风电光伏基地项目，规划新能源装机不低于1100万千瓦，其中风电430万千瓦、光伏670万千瓦。该项目还配套了400万千瓦调峰火电、140万千瓦/560万千瓦时储能。

储能收益率问题需警惕

在“叫停”强制配储的背景下，配储依然是必选项，为了保证收益，电力央企只能划定收益率红线。

那么，当前储能电站的真实收益率到底如何？这一问题可以通过宏观与微观两个层面的真实数据加以推演、推算。

宏观层面的数据，中电联发布的《2025年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2025年逾1.3亿千瓦电化学储能，总充电量为167.96亿千瓦时，总放电量为149.91亿千瓦时。

建成1.3亿千瓦电化学储能，要花多少钱？2025年8月，发改委、能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出到2027年全国新型储能新增装机规模1亿千瓦，直接投资约2500亿元。据此保守估计，1.3亿千瓦电化学储能，直接投资要在3000亿元以上。

那么收益呢？最大一项放电收入，年度总放电量149.91亿千瓦时，即便是按照0.3元的现货市场价差（多数项目都以这个价差做预决算），年度收益也只有45亿元，20年也才有900亿元（忽略电池衰减、更换的成本）。由此可见，放电收益远远覆盖不了投资成本。

微观数据从一个具体项目说起。2025年，西北某省规划了一个200兆瓦/400兆瓦时的共享储能项目。该项目目前备案已过，土地预审推进中。项目方最初的收益模型：容量电价按煤电标准全额计、现货价差按0.3元/千瓦时全年稳定、充放电365天、辅助服务收益另加20%——计算后的IRR（资本金内部收益率）为8.7%。然而到了今年，该项目重新测算IRR的结果是，从8.7%大幅下跌到了4%。

那么，问题到底出在哪儿了呢？

第一，储能容量电价并非按煤电标准（165元/千瓦·年）容量电价全额计算，考虑到储能时长以及各地净负荷高峰持续时长，实际中的储能容量电价会大打折扣，因而该项目最初将IRR高估了2—3个点；

第二，该项目原本按照年365天充放电计算，但事实上仅能年充放电110天左右；

第三，很多项目最初匡算的现货价差是按照0.3元计算，但事实上各地很少有能够实现这一价差的项目，湖南甚至出现了全域储能充放电价差倒挂；

第四，很多项目当初计算IRR，未将充电时候的系统运行费用分摊计算在内，目前10多个省份这一费用分摊平均每度电都超过了0.1元；

第五，电化学储能电站非计划停运呈扩大之势，而非计划停运要受到严厉处罚，宁夏更是规定年内3次处罚就取消容量电价……

无论宏观数据还是微观数据，储能项目收益率保障——都很难。电力央企将目光锁定储能项目收益率，正是对这一问题的高度警惕。6.5%的储能项目资本金内部收益率，看似寻常，影响却注定深远。