风光增速放缓，储能狂飙！2030能源转型核心赛道浮出水面

来源：中国能源网

近日，国家发改委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），提出2030年非化石能源发电量占比提升至50%，初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。这标志着风光装机高增长后，能源转型重心正转向“用好已建新能源”。

对此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，非化石能源发电量占比50%，很大程度上意味着风电光伏增长必须满足能源消费增量，与此同时，非化石能源规模的增加给电网消纳能力带来较大考验，更需要通过做大储能规模来降低成本，这也是新型能源体系的核心问题之一。

绿色和平气候与能源资深项目主任姚祎表示，从《规划》目标来看，中国风光装机仍将保持较高增长，但增长节奏明显放缓。这说明未来能源转型的重点将逐步从快速扩大新能源装机规模，转向提升新能源的消纳水平和电力系统运行能力。换句话说，未来需要关注的不再只是“装机多少新能源”，而是“如何把已经建成的新能源真正用好”。

储能发展目标显著快于风光。规划期内新型储能年均增速约17%，储能与风光装机比从2025年7.4%提升至2030年11.1%。“新型储能正经历从新能源消纳手段转向深度参与电力规划与运行框架中，成为适应高比例可再生能源的新型电力系统‘压舱石’。面向‘十五五’，新型储能的市场化发展是使其发挥支撑与调节性功能价值的重中之重，尤其在江苏、浙江、广东等负荷中心省份尤为迫切。”姚祎补充说。

此前，中国能源研究会首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中在接受《中国能源报》采访时也曾表示，到2030年储能与风光装机比例预计将达到1:10。这意味着，未来储能的发展速度将继续快于新能源装机，其角色也将从辅助调节资源逐步转向支撑新型电力系统运行的核心支柱。

由政策驱动转向市场驱动

“十四五”末，江苏、广东、浙江新型储能累计装机均超500万千瓦，实现跨越式增长。进入“十五五”，行业从规模化迈向高质量发展。国家新型储能创新中心孔华东指出，独立储能与用户侧储能将呈现“价值互补、场景协同”的发展格局，三省路径因资源禀赋各异：江苏侧重沿海服务海上风光消纳；浙江重调峰调频及电压支撑；广东面临发用电区域失衡，晚高峰电力缺口预计5—10GW，且超20%用电依赖“西电”。

用户侧储能方面，浙江峰谷价差高、电价精细，补贴多层次；江苏制造业发达，用户侧与电网协同基础好；广东潜力大但处起步期，需完善分时电价、突破市场机制瓶颈。

政策层面，国网能源院财审所高级研究员刘思佳表示，“136号文”取消强制配储、“114号文”建立容量电价，正推动储能由政策驱动转向市场驱动。电源侧配储收益转向“新能源+市场”模式；电网侧将通过容量电价、电能量市场和辅助服务市场三位一体化运作的三维收益结构；负荷侧也正从单一峰谷套利向主动参与需求侧响应、虚拟电厂聚合、备用电源保障等多元收益拓展。

绿色和平气候与能源项目主任郭诗语则警示，产业政策与电力政策的“推拉错位”仍是结构性矛盾，产业扩张与市场化应用之间存在错配问题。在储能市场化转型阶段，制度供给与市场实践需要形成良性互动，让规则设计真正服务于储能价值实现。

核心问题：目标、节奏上的错位

广东作为全国工商业第一大省，用户侧储能尚处起步阶段。孔华东归结为三大挑战。

商业模式不成熟：用户对电价、安全、初始投资及EMC收益分摊存疑；下游“重建设、轻运营”。2026年2月备案项目132个，独立式储能占99%（GWh级），凸显结构失衡。

盈利模式单一且不确定性增加：严重依赖峰谷价差，但2025年现货价差仅0.19—0.20元/千瓦时，低于北方省份；“用户侧峰谷平衡机制”进一步压缩套利空间。

市场准入与调度不完善：分布式储能准入门槛模糊、调度不贯通、价值评估缺失，用户侧主体地位未明，需借道售电公司或虚拟电厂，收益大打折扣。

郭诗语揭示深层根源：产业政策推产能，电力政策重系统效益，二者在目标、节奏上错位。数据进一步佐证了她的观点：批复项目平均等效利用小时从2023年1429小时降至2024年1305小时；批复接入系统方案7.85GW/15.63GWh，实际并网仅1.19GW/2.39GWh。但她指出，过去一年里，这种错位正逐步修复，“136号文”“114号文”加速推动市场驱动转型。

突破路径：从“单一价差”到“多元价值”

深化电力市场改革，构建多层次价值发现机制。孔华东建议广东发挥改革先行优势，率先构建全面反映储能多元价值的市场体系，降低虚拟电厂入市门槛，探索结算颗粒度缩短至15分钟，推动辅助服务市场纳入爬坡、惯量、备用等品种。刘思佳强调，“114号文”首次明确电网侧独立储能容量电价，以“可靠容量”公平补偿，覆盖利息成本、提振资本信心，但投资方仍需科学平衡电能量、辅助服务与容量收益，不可“躺平”。

加速虚拟电厂生态，赋能分布式资源。孔华东指出，虚拟电厂是“解锁用户侧储能多元价值的关键平台”，截至2025年底广东已有47家运营商接入。刘思佳提醒，新型主体参与市场带来公平性挑战，其源荷双重性对制度设计、调度建模提出新要求。

推动场景融合，挖掘增值服务。结合广东场景推动“光储充”一体化，实现峰谷套利、余电储能、辅助服务、绿电溢价、碳减排多元收益；针对高端制造业挖掘应急备用、需量管理、电能质量治理等“非电量”价值，实现从成本中心向价值中心转变。

从“广东突破”到“全国借鉴”

孔华东认为，广东率先突破将推动全国用户侧储能从政策驱动转向市场驱动。根据绿色和平测算，基于提高新能源送出、增强调节、顶峰支撑、提升偏远地区电能质量四类“硬需求”，“十五五”广东新增储能约3.5—4GW；若优化价格机制，可再释放“软需求”至5—6GW。

刘思佳强调，建立全国性协调市场框架非常必要且已在推进。随着政策、市场、应用、制造四大支柱协同，新型储能将从“建起来”走向“用起来、用得好”。广东的探索若成功，将为东南部负荷中心提供“市场化、协同化、场景化”范本，为全国储能高质量发展开辟可行路径。