電力央企罕見對儲能收益率“劃紅線”

新能源棄電限電率走高，配儲成了必選項。電化學儲能被推上前臺之際，電力央企罕見為配儲劃出底線。

華夏能源網獲悉，6月26日，國家能源集團旗下上市公司長源電力（SZ：000966）發布《投資管理辦法（第三版）》，給出各類投資項目的投資收益率要求。其中，風、光、儲、抽蓄等項目，資本金內部收益率要求為最低6.5%，全投資內部收益率則為6%以上。

“雙碳”目標出爐后的最初兩三年里，新能源炙手可熱，各方爭先恐后、大干快上，沒有人會去注意和強調收益率。彼時，新能源保障性收購帶補貼的電價甚至高于各地燃煤基準電價，且在煤電全線虧損的2021年、2022年，新能源因盈利可觀而風光無限。

轉折點出現在2024年。電力央國企一邊開始爭相甩賣光伏電站，一邊對增量風光項目的收益率畫出紅線，大體上劃在了6.5%、7%以上。

如今，這股為新能源收益率劃線的浪潮蔓延到了儲能項目上。這一帶有風向標意義的劃線，影響將十分深遠。

配儲不再強制，但是是必選項

電力央企發展儲能，先后經歷了兩個階段。

第一個階段是強制配儲階段，彼時電力央企為了爭搶新能源開發指標可謂下了血本。某發電央企為了拿下青海一個100萬千瓦的光伏電站項目，不僅爽快答應當地政府的產能配套以及捐錢建學校、修路要求，在電網公司提出特高壓輸送新能源電壓失穩、沖擊電網安全后，還斥資2億元加裝了調相機。

相比上述地方政府和電網的“揩油”，儲能作為強制配儲下新能源項目的“路條”，項目投資體量更大。以?三峽集團烏蘭察布新能源配儲示范項目為例?，該項目總裝機200萬千瓦（170萬千瓦風電+ 30萬千瓦光伏），配套新型儲能 ?55萬千瓦。

該項目儲能搭配新能源是1：4的配置比例。如果按2小時系統計算，儲能總投資造價為5.5億—6.5億元；如果按4小時系統計算，造價就要升至10.0億—12.1億元。

第二個階段開始于2024年。彼時，新能源配儲建而不調，造成了資源浪費，疊加新能源量價齊跌，電力央企對強制配儲的容忍度也降到了“冰點”。當年春節前后，一則“五大六小國央企發電集團因收益率不行而停止鋰電儲能項目”的傳言不脛而走并持續發酵，消息在儲能業內燃爆。

此后，2025年2月，國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（即“136號文”）?，強制配儲被“叫停”。

然而，電力央企的新能源開發，仍然避免不了配儲——新能源棄電限電率持續大幅走高，不配儲又能怎么辦呢？

以新能源大省山東為例，為求解增量分布式光伏并網難題，山東提出了一個雙策并舉的新思路：一是加裝儲能，全部自發自用；二是建設臺區儲能、云儲能，白天充電、夜晚放電上網。在同一接網紅區問題上，新版《分布式電源接入電力系統承載力評估導則》，在取消了執行了整整6年的“變壓器反向負載率80%”硬性限制的同時，也將出路指向了配儲。

配儲問題同樣體現在“沙戈荒”大基地項目中。盡管配儲不再強制，但是，考慮到現實中的新能源項目接網消納，配儲的項目更容易獲得電網調度的友好對待——于是，配儲依然是新能源項目必不可少的“門檻”。

比如，國家能源集團甘肅巴丹吉林“沙戈荒”大型風電光伏基地項目，規劃新能源裝機不低于1100萬千瓦，其中風電430萬千瓦、光伏670萬千瓦。該項目還配套了400萬千瓦調峰火電、140萬千瓦/560萬千瓦時儲能。

儲能收益率問題需警惕

在“叫?！睆娭婆鋬Φ谋尘跋?，配儲依然是必選項，為了保證收益，電力央企只能劃定收益率紅線。

那么，當前儲能電站的真實收益率到底如何？這一問題可以通過宏觀與微觀兩個層面的真實數據加以推演、推算。

宏觀層面的數據，中電聯發布的《2025年度電化學儲能電站行業統計數據》顯示，2025年逾1.3億千瓦電化學儲能，總充電量為167.96億千瓦時，總放電量為149.91億千瓦時。

建成1.3億千瓦電化學儲能，要花多少錢？2025年8月，發改委、能源局聯合印發《新型儲能規?；ㄔO專項行動方案（2025—2027年）》，提出到2027年全國新型儲能新增裝機規模1億千瓦，直接投資約2500億元。據此保守估計，1.3億千瓦電化學儲能，直接投資要在3000億元以上。

那么收益呢？最大一項放電收入，年度總放電量149.91億千瓦時，即便是按照0.3元的現貨市場價差（多數項目都以這個價差做預決算），年度收益也只有45億元，20年也才有900億元（忽略電池衰減、更換的成本）。由此可見，放電收益遠遠覆蓋不了投資成本。

微觀數據從一個具體項目說起。2025年，西北某省規劃了一個200兆瓦/400兆瓦時的共享儲能項目。該項目目前備案已過，土地預審推進中。項目方最初的收益模型：容量電價按煤電標準全額計、現貨價差按0.3元/千瓦時全年穩定、充放電365天、輔助服務收益另加20%——計算后的IRR（資本金內部收益率）為8.7%。然而到了今年，該項目重新測算IRR的結果是，從8.7%大幅下跌到了4%。

那么，問題到底出在哪兒了呢？

第一，儲能容量電價并非按煤電標準（165元/千瓦·年）容量電價全額計算，考慮到儲能時長以及各地凈負荷高峰持續時長，實際中的儲能容量電價會大打折扣，因而該項目最初將IRR高估了2—3個點；

第二，該項目原本按照年365天充放電計算，但事實上僅能年充放電110天左右；

第三，很多項目最初匡算的現貨價差是按照0.3元計算，但事實上各地很少有能夠實現這一價差的項目，湖南甚至出現了全域儲能充放電價差倒掛；

第四，很多項目當初計算IRR，未將充電時候的系統運行費用分攤計算在內，目前10多個省份這一費用分攤平均每度電都超過了0.1元；

第五，電化學儲能電站非計劃停運呈擴大之勢，而非計劃停運要受到嚴厲處罰，寧夏更是規定年內3次處罰就取消容量電價……

無論宏觀數據還是微觀數據，儲能項目收益率保障——都很難。電力央企將目光鎖定儲能項目收益率，正是對這一問題的高度警惕。6.5%的儲能項目資本金內部收益率，看似尋常，影響卻注定深遠。