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　　新能安储能事业部中国区总裁马金鹏认为，工商业储能已从“价格内卷”转向“价值竞争”。

　　今年初，国家发改委与国家能源局联合发布的《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》（“136号文”）提出，推动新能源上网电量参与市场交易、建立新能源（001258）可持续发展价格结算机制，并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。新规之下，储能行业发生了哪些转变？企业在这场变革中又当如何破局？近日《中国能源报》记者就此专访了新能安储能事业部中国区总裁马金鹏。

　　从“强制配储”到“市场化盈利”

　　低价内卷竞争不再是主旋律

　　自2017年青海省首次提出强制配储以来，全国20多个省份相继出台类似政策，我国储能行业迎来快速发展。国家能源局数据显示，截至2024年底，已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦，远超2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出的，2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标。

　　强制配储模式也带来了弊端。“实际上，此前在政策扶持下的国内储能市场并没有打通商业模式。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。这也就导致绝大部分投资商追求成本最低，各种储能系统的技术路线、产品、解决方案等无法体现差异性的价值，行业由此掀起了低价竞争的内卷之风。这也是为什么很多拥有高质量产品的国内头部企业将市场重点聚焦在国外。”马金鹏坦言。

　　“136号文件”的出台对以风光为代表的新能源行业及电化学为主的新型储能系统均产生深远影响。

　　“'136号文件'要求风电、太阳能发电等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，这本质上是将新能源从‘政策保护’推向‘市场竞争’，风光的财务模型由确定性转变成了不确定性，应对风险的能力变弱了。在此背景下，风光项目主动配置储能系统来对冲自己的收益风险将渐渐成为一种有效应对方式。”马金鹏解释。

　　“对于储能来说，'136号文件'的出台成为储能行业从‘价格内卷’转向‘价值竞争’的关键转折点。”马金鹏直言，“此前网侧储能主要依靠向新能源企业收取容量租赁费用作为主要收入来源，剩下的收益则通过提供调频等辅助服务来实现。但在'136号文件'发布后，情况发生了变化，容量租赁费用被取消，网侧储能只能全面转向现货市场。未来，储能的收益模式将逐渐转变为‘调峰容量补贴+现货交易价差收益+调频辅助服务收益’的多元组合。这种收益模式逐渐把储能的多种功能和价值量化出来，储能不再是‘成本项’，储能设备和解决方案的技术差异将直接影响储能项目的实际收益，技术优势大、运营效率高的储能方案将更受市场青睐。”

　　工商业储能万亿市场爆发

　　长循环储能系统受青睐

　　随着政策、市场和技术的多重推动，我国工商业储能市场迎来爆发式增长。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年一季度用户侧工商储装机规模达776.13兆瓦/1924.71兆瓦时，容量规模同比增长54.85%。不过据新能安评估，中国工商业储能潜在市场空间超500吉瓦时，但目前潜在市场的开发渗透率不足3%。

　　在马金鹏看来，目前行业整体渗透率较低，一方面因规模化发展仅两年半左右，仍处于早期阶段；另一方面，优质工厂的负荷侧竞争愈发激烈，过去两三家企业争抢的项目如今有十几家参与角逐，业主在多方博弈下决策周期显著拉长，进一步延缓了项目开发进度。

　　“近几年负荷侧工商业储能发展迅速，主要得益于国家对于电能量市场、现货市场的持续推进。在此过程中，各地积极调整分时电价，通过价格信号引导电源侧发电与终端负荷侧用电习惯，这为工商业储能创造了发展契机。在大部分地区，工商业储能已可实现两次充放电操作；条件稍弱的区域，也能完成1次或1.5次充放电，这种成熟的运行条件显著提升了项目收益率。对于广大投资商而言，无论是‘源网荷储’一体化，还是绿电直连，未来能在收益率上有想象空间的都在负荷侧，行业内达成了‘负荷为王’的共识，工商业储能正快速崛起。”马金鹏说。

　　工商业储能领域对长循环寿命产品有明确需求。“当前主流电芯在25℃理想工况下循环次数6000-8000次时，健康状态（SOH）降至70%，而系统层面受工况转换影响还需打7折，导致常规产品在实际工况下仅能循环约4900次，容量降至70%后电芯安全与一致性面临挑战，需更换电芯或系统。”马金鹏称，储能项目投资周期通常为15-20年，但传统方案需在第8年进行系统更换，技改成本0.4-0.5元/瓦时，需要过往2-3年的收益来覆盖。

　　据介绍，在此背景下，新能安推出的1.5万次循环的软包电池和方壳电池，从电芯角度革新财务模型。今年4月，新能安还发布了“安鑫”全生命周期闭环解决方案，支持15年免换系统（两充两放），彻底消除技改成本。

　　综合能源管理成未来趋势

　　需全产业链协同发展

　　近年来，《“十四五” 新型储能发展实施方案》《关于进一步完善分时电价机制的通知》等文件的密集出台，不断推动着工商业储能与综合能源系统融合。马金鹏指出，工商业储能正逐步融入零碳园区与“源网荷储”一体化系统。“当前阶段，工商业储能主要通过电力市场分时电价机制实现电介质的价值交互。未来，工商业储能将作为综合能源系统的核心组件，围绕园区整体能耗成本最小化目标，在多重约束条件下参与电、热、冷等多能源协同调度。这一趋势对能源调度管理及多介质能源交互提出了更高要求，不再局限于单一电力介质的交互模式。目前，已有众多企业以电力管理为基础，逐步向综合能源服务领域拓展能力边界，通过技术升级与模式创新，推动能源管理从单介质调度向多能协同控制转型。”

　　另外，“行业正逐步超越传统并网应用需求，向离网场景拓展，如黑启动功能开发及微电网应用延伸，特别是在海外市场，弱并网型与纯离网型微电网发展迅速。未来，通过光伏、储能与柴油发电机形成内部自主供电的微电网体系已成为重要趋势，而工商业储能设备作为核心储能单元，将有机会进一步提升离网场景下的能源自主性与经济性。”马金鹏表示。

　　不过，在产业生态中，任何企业都难以在全产业链所有环节做到极致。“对于储能厂商来说，不搞全产业链包办，而是可以跟虚拟电厂（VPP）运营商、冷热能源管理平台等合作伙伴一起，优势互补，做出综合解决方案，提供给投资商和园区。这种合作模式在未来综合能源场景里尤为重要，每家企业都发挥自身所长，实现‘1+1>2’的效果。”马金鹏认为。

　　文丨本报记者林水静

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