浙江一季度儲能備案超3.3GWh： 用戶側數量獨大，獨立儲能容量稱王，浙江到底在考慮什么？

浙江儲能備案量增但收益率降，獨立儲能主導，用戶側承壓。行業面臨轉型挑戰。

據預見能源統計，2026年第一季度，浙江省儲能備案項目242個，總規模超1.02GW/3.31GWh。其中，用戶側儲能項目235個，占備案數量的97.1%，總規模僅為0.32GW/1.31GWh，平均每個項目不到6MWh。獨立儲能項目僅7個，卻貢獻了0.7GW/2GWh的容量，占總規模的60.4%。

數量與容量的背離，折射出儲能行業兩條截然不同的生存路徑。

與此同時，浙江工商業儲能的收益率已降至原來的三成，有人感嘆“沒得做了”，部分企業開始戰略性收縮。儲能市場在政策與電力系統的雙重擠壓下，正在經歷一場從套利邏輯到系統價值的艱難轉變。

備案量背后的分化

用戶側扎堆與獨立儲能稱王

一季度備案數據最直觀的特征是“量多體小”與“量少體大”并存。

用戶側項目集中在工廠、園區等場景，單體規模普遍在5MWh以下，投資門檻低、決策周期短，吸引了大量中小業主和集成商涌入。

據了解，省內的 235個項目中，浙江交通集團在寧波、杭州、臺州等地一口氣備案了11個用戶側項目。伯爾尼集團通過子公司東投能源在寧波、紹興落地9個。華潤集團則在溫州、湖州、嘉興布局了7個。

這種分散式、高密度的備案節奏，說明工商業儲能依然火熱，被認為是一個“可進入”的市場。

但賬本正在變薄。

浙江省自2025年下半年調整分時電價后，平均峰谷價差從0.83元/千瓦時收窄至0.50元/千瓦時左右。一個典型的2小時鋰電池儲能項目，投資回收周期從5.4年被拉長到9.1年。

今年1月，全國用戶側儲能新增裝機同比下降58%。浙江的情況更為突出，部分投資方反饋工商業儲能的收益率僅剩原來的30%。

比如，江蘇北人因儲能業務連續三年虧損，已于近期關停旗下儲能板塊。

這些信號表明，依賴單一峰谷價差套利的舊模式已經難以為繼。

即便如此，備案數量仍在增長。3月單月備案100個項目，環比2月增長66.7%。

這一矛盾的背后，是部分企業仍在搶抓補貼窗口期。

東陽市明確，2024至2026年建成投運的用戶側儲能項目，按50元/千瓦給予一次性建設補貼，單個項目最高10萬元。永康市也啟動了2025年度用戶側儲能財政補助申報。

補貼金額雖不大，但對于投資回報本就敏感的小型項目而言，構成了最后的決策推力。

不過，補貼終究是短期變量。一旦窗口關閉，用戶側儲能能否靠自身經濟性存活，仍是一個巨大的問號。

不得不裝的儲能

新能源大省的調節焦慮

浙江并非在跟風建設儲能。省內新能源裝機的快速膨脹，已經將儲能推到了一個不得不上的位置。

截至2025年底，浙江風光新能源裝機達到7100萬千瓦，占全省總裝機的40%以上，光伏已超越煤電成為第一大電源。

今年3月10日，浙江光伏最大出力首次超過4000萬千瓦，一度占全社會實時負荷的近一半。

然而，清潔能源的發電量僅為803億度，占總發電量的14.7%，消納壓力與日俱增。

光伏出力集中在中午，而浙江的用電高峰出現在傍晚和夜間，供需錯位導致的棄光風險正在加大。

更棘手的是，浙江省內電源僅占一半左右，外來電力依賴度高達85%，大量電力仍然需要從四川、云南等遠距離輸入。

可以想見的是，當外來電遇到省內新能源的波動，電網調度難度陡增。

寧波的案例很有代表性。作為全國分布式光伏第一城，寧波在節假日負荷低谷時段頻繁出現潮流倒送，配電網從“受端”變為“送端”，傳統保護裝置和電壓調節手段面臨失效風險。

這種“高峰保供、低谷消納”的雙重壓力，正是浙江電網的普遍困境。

儲能在其中扮演的角色，已經從錦上添花變為雪中送炭——它需要在中午吸收多余的光伏電力，在晚高峰釋放出來，緩解火電機組的調節壓力，同時減少對遠距離外來電的依賴。

政策層面給出了一道道硬約束。

浙江省“十五五”規劃明確提出，抽蓄和新型儲能裝機要達到3000萬千瓦以上。湖州市的目標是2030年前新型儲能裝機達到500萬千瓦以上。建德市在2026年政府工作報告中要求“十五五”期間新增新型儲能15萬千瓦以上，并推動壓縮空氣儲能項目突破。

在 3月18日公布的“千項萬億”工程2026年首批重大建設項目清單中，17個儲能相關項目入選，涵蓋電芯制造、系統集成到電站建設全鏈條。

這些目標不是建議性的，而是與地方考核、項目審批、電網接入直接掛鉤的約束性指標。

電力市場的規則也在倒逼儲能入場。2026年浙江電力現貨市場出清價格上限為1200元/兆瓦時，下限為-200元/兆瓦時。

負電價機制意味著，在新能源大發的中午，儲能充電不但不花錢，還能獲得收益。

同時，調頻輔助服務市場對儲能開放，但申報的調頻容量不得低于自身裝機容量的80%，一旦入選便不能再參與電能量市場。這種“二選一”的設計，要求儲能運營商必須在不同收益來源之間做出精細化判斷。

收益結構越復雜，對運營能力的要求就越高，小規模用戶側項目根本無力應對。

系統賬本的隱憂

安全、收益與商業模式的三角關系

把儲能裝進浙江現有的發電系統里通盤審視，好處顯而易見，代價和風險同樣不容回避。

好處首先是提升了新能源消納能力。按照現有規劃，浙江“十五五”期間風光裝機還將大幅增長，若無足夠調節資源，棄光率將從目前的不足1%快速攀升至5%以上。

儲能能夠在時間上平移電力，將午后的富余電量轉移到晚高峰，相當于為電網增加了一個可靈活調度的緩沖池。

其次是降低了對省外來電的過度依賴。每逢迎峰度夏，浙江都需要向周邊省份高價購電，而儲能在本地削峰填谷后，可以在一定程度上減少極端時段的購電需求。

建德正在推進的300MW/1200MWh壓縮空氣儲能電站，設計年運行小時數達7200小時，能夠提供持續數小時的放電能力。這種長時儲能對于應對連續陰雨或極端高溫天氣尤為關鍵。

但代價也是顯性的。

首先是安全隱患。今年4月，國家發改委明確，不具備低電壓穿越、高電壓穿越等5項核心能力的大型電化學儲能電站，并網將被直接判定為“重大隱患”。儲能系統不再被視為一個簡單的“充電寶”，而是大電網的獨立電源支撐節點。

這意味著更高的技術門檻和更嚴格的運維要求。

浙江一季度對15個在建抽蓄項目進行了全覆蓋安全排查，電化學儲能項目尚未納入同等力度的專項檢查。但隨著存量項目增多，安全事故的概率也在上升。

美國、韓國等地已發生多起儲能電站火災，國內也出現過類似案例。一旦在人口稠密的浙江發生事故，整個行業的審批節奏都可能被按下暫停鍵。

其次是商業模式尚不成熟。

從今年3月1日起，全國直接參與市場的經營主體全面退出固定分時電價機制，儲能電站的收益完全由市場決定。但工商業用戶側儲能單體規模小，缺乏獨立參與現貨市場的能力，只能通過虛擬電廠或聚合商間接參與。

而虛擬電廠在浙江尚處于“適時探索”階段，尚未形成規模化和穩定收益。

容量補償機制雖然已經落地，首批17個項目獲得第一年補償2.328億元，但補償標準逐年遞減——2024至2026年分別為200元、180元、170元每千瓦每年。三年后將何去何從，尚無明確說法。

最大的風險在于投資回報的不確定性。一季度浙江儲能項目的擬投資單價集中在0.9至1.5元/瓦時，一個百兆瓦時級別的電站建設費用輕松過億。

儲能電站的預期生命周期通常按20年測算，但電池的實際循環壽命受充放電策略、溫度環境等因素影響，往往在10年左右就需要更換。

目前磷酸鐵鋰電池的替換成本仍占初始投資的40%以上，這筆賬在項目立項時往往被樂觀地攤薄。

更關鍵的是，電力現貨市場的價格上限未來可能進一步下調，調頻市場的競爭會越來越激烈，容量補償到期后若無替代政策，大量項目的內部收益率將跌穿可接受底線。屆時，非但無法發揮調節作用，反而可能成為社會資本的負擔。

預見能源認為，儲能不是不行，是不能被當作萬能解藥。它在浙江的必要性毋庸置疑，但如何設計一套讓投資方能算得過賬、讓電網方能調得動、讓用戶方能放心用的制度組合，才剛剛開始探索。

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