申报热，建设冷：广东储能投资走向何方？

摘要： “今年以来，我们已经接待了很多企业现场参观。广东的储能投建申报不能用‘热’形容，应该是‘沸腾’。”广东储能项目业主李明（...

“今年以来，我们已经接待了很多企业现场参观。广东的储能投建申报不能用‘热’形容，应该是‘沸腾’。”广东储能项目业主李明（化名）告诉eo记者。

近年来，全国储能装机规模快速增长，广东作为经济大省，也成为新型储能建设项目投资的热土，项目备案数量大幅增长。公开信息显示，2025年度第一批新型储能电站项目建设计划申报数量为209个，总规模4181万千瓦/8459万千瓦时，远超市场实际需求。

伴随着独立储能项目的开工、建成、投运，关于新型储能阶段性、局部性过剩的隐忧也在显现。与此同时，在市场化的发展模式下，储能项目投资仍未有非常确定的收益模式，“申而不建”的情况屡见不鲜。

申报过热

“除了上述提到的209个备案项目，还有100余个项目在2023、2024年向电网递交了接入申请，即使考虑部分重叠交叉的项目，广东计划建设的储能项目数量也只多不少。”李明说。

受访的业内人士告诉eo，广东省的储能项目申报建设热度已经持续好几年。已经投产的储能项目收益较好，吸引了不少新投资者。据广州智光电气股份有限公司发布的信息，该公司2024年在清远市清城区白庙地块投资建设的独立储能电站（200MW/400MWh）已投入运行，2024年度取得营业收入9244.27万，净利润5394.05万。

2025年以来，广东新型储能项目申报数量、规模再创新高。为推动新型储能电站科学、规范、有序发展，在2025年度第一批建设计划申报之后，广东省能源主管部门要求做好新型储能电站项目建设论证及并网接入工作。

据相关论证分析，部分地区申报的新型储能项目规模接近甚至超过当地用电总负荷；多个项目扎堆选址在同一个500千伏或同一个220千伏供电片区，拟建规模远超允许可接入容量；项目选址定容未考虑近区变电站剩余可接入间隔情况等。

广东新型储能申报热不是个例。有业内人士观察到，全国多个省份均不同程度上出现储能项目申报扎堆的情况。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇分析认为，新型储能项目投资建设审批只需报地市备案，申报程序简单，企业申报项目时缺乏深入研究，部分企业在申报过程中抱着“报了再说”的心态；部分地市具有一定的投资冲动，忽略了市场需求和系统接入能力等。不过他认为，由于收益存在较大的不确定性，企业真正投资决策时，往往又趋于谨慎。

内卷隐忧

根据论证结果，广东省能源局下发了《关于报送2025年度第二批新型储能电站项目建设计划的通知》，要求做好存量项目的调整与调出，并要求同一220KV供电片区规划建设原则上不超过1座独立储能电站，纳入计划的项目要在纳入1年内开工建设，两年内全容量并网投产；有序做好增量项目补充，满足项目布局合理、功能定位清晰、建设规模合理、具备接入条件等要求的项目可以考虑申报增补纳入第二批建设计划等要求。

李明表示，该通知意在给当下过热的储能市场进行降温，引导真正有需求、成熟的储能项目落地，从而推动省内储能市场科学有序发展。

李明告诉eo，广东对储能的需求以调频和调峰为主，其中调频需求已经趋于饱和。据悉，广东调频市场总规模需求空间约为100-150万千瓦，其中60%的调频服务优先由火储联调获得。当前，广东参与调频的独立储能电站有6个，规模约600兆瓦，还有5-8个项目正在安装、调试等，待进入市场，预计省内调频市场竞争加剧。他认为，当下正在建设的独立储能项目，如果性能不够优秀，一旦进入市场，就可能面临“没饭吃”的窘况。

相比之下，广东的的调峰需求空间更大。据电网公司组织开展的论证显示，广东对新型储能主要为调峰需求，近期总需求规模约为500万千瓦，远期至2030年总需求规模约为800-1000万千瓦，独立储能需求集中在新能源富集地区。但从申报项目来看，广州、佛山等珠三角用电负荷地市申报项目尤为积极。

李明认为，相比沿海其他省份，广东对于独立储能的需求并不大，主要原因包括，广东外来电力占比高，约为25%；省内煤电、气电、抽蓄等调节资源多；风光渗透率不高，爬坡等需求不够大。此外，广东还有60余个新能源配储项目。

作为广东独立储能市场的参与者，李明担忧，随着越来越多的项目落地，广东的独立储能市场会陷入量增价跌、行业内卷的困境。“即使项目备案库里10%的项目落地，2026年广东的独立储能项目也将超过20个”。据他观察，“山东独立储能从28个项目开始，就不赚钱了，而湖南的独立储能项目正陷入行业性亏损。”

收益模式仍待突破

广东新型储能市场呈现“申报热”的另一面则是“建设冷”。

从统计数据来看，近年来，储能电站项目呈现新增装机容量大幅弱于备案量的情况，一些备案项目不时撤回，真正落地的项目不多。据公开数据，2024年广东新型储能建设计划共申报项目107项，截至2025年3月底，电网公司累计批复52个独立储能项目接入系统，但实际建设和并网不到8个，总规模119万千瓦/239万千瓦。据广东省发展改革委发布的相关报告，截至2024年底，全省新型储能装机规模达350万千瓦，同比增长114%。

投资收益不明是制约广东储能项目落地的主要原因。盈利模式不清晰，也是长久以来制约新型储能行业发展的共性问题。

2025年1月，国家发展改革委和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》（发改价格〔2025〕136号文，以下简称“136号文”）提出取消新能源项目的强制配储要求，打破了此前初步形成的以容量租赁为主的储能商业模式。

据刘勇介绍，136号文以前，新能源强制配储下，容量租赁费占储能收益的50%—60%，取消强制配储后，新建新能源项目将无需租赁储能，独立储能项目的容量租赁收入预期减少。目前，大部分省份还没发布136号文配套细则，储能项目投资者观望情绪偏高。

同时，有部分新能源企业测算认为，要结合具体的环境，因地制宜配置储能。在部分地区新能源项目配储可以有效提高项目综合电价，进而提高项目资本金内部收益率。

与全国独立储能收益主要来自容量租赁不同，广东储能市场收益主要来自辅助服务中的调频市场。总体而言，广东调频市场总需求相对稳定。通过公开信息查询可知，广东调频市场的收益总盘在每个月1亿元左右，调频总需求有限且市场基本饱和，这意味着参与其中的独立储能项目越多，收益将越发下降。

调频收益之外，电能量收益作为补充。广东电力交易中心发布的《2024年广东电力市场年度报告》显示，2024年独立储能参与现货日前市场充放电平均价差（放电—充电）为167厘/千瓦时。

不过，李明告诉eo记者，广东电价峰谷价差较小，仅能覆盖独立储能的投资成本，尚不足以支撑独立储能项目形成盈利能力。

刘勇认为，当前我国新型储能还处于高速增长的发展阶段，长期来看，新能源的发展对灵活性、调节性电源的需求增加，我国新型储能市场增长空间还很大。

他建议，要充分识别和判定新型储能在支撑电网方面具备哪些具体的功能，并在此基础上给予相对应的价格政策，从而更好地支持储能发挥电力系统调节作用。

对于新型储能“申报热，建设冷”的现状正考验广东相关主管部门：一方面要在申报环节，加强管理，避免“蜂拥而上”，造成资源浪费、利用率低下，另一方面要探索形成更加清晰的商业模式，引导真正有需要的储能项目落地。