在上海有色网信息科技股份有限公司（SMM）主办的2025 （第十届）新能源产业博览会-新能源光储论坛上，能建时代(上海)新能储能技术研究院有限公司 政策与系统研究所 咨询工程师 汤拓围绕"产能过剩时代,光储行业如何从"内卷"走向"共赢"的话题展开分享。他表示，新能源市场交易价格或将进一步走低，尤其是出力一致性更高的光伏项目，日间光伏大发时段可能出现负电价；新能源投资开发策略由“单纯资源争夺”转变为“综合能力竞争”，新能源投资主体收益将与规划布局能力、成本控制能力、交易运营能力、科技创新能力等方面直接挂钩；电力系统调节资源面临短时需求下滑，但长期需求增加，调节性资源将从“政策驱动”迈向“市场驱动”，市场峰谷价差可能进一步拉大，辅助服务收益或进一步增加。电源侧储能整体降温，开发重点转向电网侧和用户侧共享独立储能。
一、新型储能发展概述
一、概述
装机分布 新型储能装机规模持续高速增长，截至2024年底，全国新型储能已投运装机达到7376万千瓦，平均储能时长2.3小时。从区域装机看，西北、华北地区得益于风光资源丰富，储能装机规模大。从电站规模看，总体呈现集中式、大型化趋势。从储能时长看，总体呈现储能时间变长趋势。
技术路线 目前主流仍是锂离子电池。液流电池、压缩空气储能、氢储能等正在开展示范应用。飞轮储能已有项目应用，但规模较小；重力储能国内尚无项目投产。
应用场景 主要包括电源侧、电网侧、用户侧。发展初期，以电源侧的新能源强配储能为主。近两年，电网侧独立储能电站逐渐受到重视并得到快速发展。用户侧目前主要为工商业储能，应用场景定制化程度高，规模差异较大，从百千瓦至十兆瓦不等。
造价情况 近1年，锂电原材料（碳酸锂）价格总体仍呈下降趋势，叠加市场价格战竞争激烈等原因，电芯价格持续下降，进而带动储能系统及EPC成交价格走低。
二、新型储能重点问题探讨
二、重点问题
调用情况 部分新型储能利用情况不及预期。主要原因包括：一是部分项目设备质量参差不齐，可用性较低；二是规模小，接入电压等级低，难以调用；三是部分项目运营水平较低，无法充分利用储能调节能力；四是缺乏明确的投资回报模式，业主使用储能的积极性不高。
功能定位 减少新能源弃电。主要用于电力系统保供和促进新能源消纳，主要基于3个方面：
功能定位 替代输变电投资。在输电通道重载断面附近布局电网侧储能可缓解电网阻塞，促进风电、光伏消纳。但是，目前暂不适用解决变电站重过载问题，相比于主变扩建，储能电站在占地和成本方面没有优势。
项目经济性 假设储能充入的均为新能源弃电，理想情况下再按照新能源上网电价发出。当储能全寿命周期度电成本（LCOS）<新能源上网电价时，储能才有经济性，否则不如直接弃电。以一个100MW/400MWh的锂离子储能电站为例进行测算：
三、政策形势及影响分析
发展历程 新能源上网电价的发展历程经历了从政策定价到市场化改革的转变。《通知》（136号文）明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成，并建立“多退少补”的差价结算机制，以稳定企业收益并促进新能源高质量发展。
机制电量 各省要衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，并考虑当年非水电可再生能源电力消纳责任、用户承受力调整确定。因此各省保障电量规模会继续保持平稳，主要包括上一年政策性保障新能源电量和新增新能源机制电量。
机制电价 按照边际出清模式定价，竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定。机制电价上限可考虑为当地煤电基准价或典型机组高收益率水平的上网电价；机制电价下限可参考各省同类型最先进机组的上网电价水平。
项目收益分析
政策影响
新能源市场交易价格或将进一步走低，尤其是出力一致性更高的光伏项目，日间光伏大发时段可能出现负电价；
新能源投资开发策略由“单纯资源争夺”转变为“综合能力竞争”，新能源投资主体收益将与规划布局能力、成本控制能力、交易运营能力、科技创新能力等方面直接挂钩；
电力系统调节资源面临短时需求下滑，但长期需求增加，调节性资源将从“政策驱动”迈向“市场驱动”，市场峰谷价差可能进一步拉大，辅助服务收益或进一步增加。
电源侧储能整体降温，开发重点转向电网侧和用户侧共享独立储能。
