来源：市场资讯
（来源：预见能源）
浙江储能备案量增但收益率降，独立储能主导，用户侧承压。行业面临转型挑战。
据预见能源统计，2026年第一季度，浙江省储能备案项目242个，总规模超1.02GW/3.31GWh。其中，用户侧储能项目235个，占备案数量的97.1%，总规模仅为0.32GW/1.31GWh，平均每个项目不到6MWh。独立储能项目仅7个，却贡献了0.7GW/2GWh的容量，占总规模的60.4%。
数量与容量的背离，折射出储能行业两条截然不同的生存路径。
与此同时，浙江工商业储能的收益率已降至原来的三成，有人感叹“没得做了”，部分企业开始战略性收缩。储能市场在政策与电力系统的双重挤压下，正在经历一场从套利逻辑到系统价值的艰难转变。
备案量背后的分化
用户侧扎堆与独立储能称王
一季度备案数据最直观的特征是“量多体小”与“量少体大”并存。
用户侧项目集中在工厂、园区等场景，单体规模普遍在5MWh以下，投资门槛低、决策周期短，吸引了大量中小业主和集成商涌入。
据了解，省内的 235个项目中，浙江交通集团在宁波、杭州、台州等地一口气备案了11个用户侧项目。伯尔尼集团通过子公司东投能源在宁波、绍兴落地9个。华润集团则在温州、湖州、嘉兴布局了7个。
这种分散式、高密度的备案节奏，说明工商业储能依然火热，被认为是一个“可进入”的市场。
但账本正在变薄。
浙江省自2025年下半年调整分时电价后，平均峰谷价差从0.83元/千瓦时收窄至0.50元/千瓦时左右。一个典型的2小时锂电池储能项目，投资回收周期从5.4年被拉长到9.1年。
今年1月，全国用户侧储能新增装机同比下降58%。浙江的情况更为突出，部分投资方反馈工商业储能的收益率仅剩原来的30%。
比如，江苏北人因储能业务连续三年亏损，已于近期关停旗下储能板块。
这些信号表明，依赖单一峰谷价差套利的旧模式已经难以为继。
即便如此，备案数量仍在增长。3月单月备案100个项目，环比2月增长66.7%。
这一矛盾的背后，是部分企业仍在抢抓补贴窗口期。
东阳市明确，2024至2026年建成投运的用户侧储能项目，按50元/千瓦给予一次性建设补贴，单个项目最高10万元。永康市也启动了2025年度用户侧储能财政补助申报。
补贴金额虽不大，但对于投资回报本就敏感的小型项目而言，构成了最后的决策推力。
不过，补贴终究是短期变量。一旦窗口关闭，用户侧储能能否靠自身经济性存活，仍是一个巨大的问号。
不得不装的储能
新能源大省的调节焦虑
浙江并非在跟风建设储能。省内新能源装机的快速膨胀，已经将储能推到了一个不得不上的位置。
截至2025年底，浙江风光新能源装机达到7100万千瓦，占全省总装机的40%以上，光伏已超越煤电成为第一大电源。
今年3月10日，浙江光伏最大出力首次超过4000万千瓦，一度占全社会实时负荷的近一半。
然而，清洁能源的发电量仅为803亿度，占总发电量的14.7%，消纳压力与日俱增。
光伏出力集中在中午，而浙江的用电高峰出现在傍晚和夜间，供需错位导致的弃光风险正在加大。
更棘手的是，浙江省内电源仅占一半左右，外来电力依赖度高达85%，大量电力仍然需要从四川、云南等远距离输入。
可以想见的是，当外来电遇到省内新能源的波动，电网调度难度陡增。
宁波的案例很有代表性。作为全国分布式光伏第一城，宁波在节假日负荷低谷时段频繁出现潮流倒送，配电网从“受端”变为“送端”，传统保护装置和电压调节手段面临失效风险。
这种“高峰保供、低谷消纳”的双重压力，正是浙江电网的普遍困境。
储能在其中扮演的角色，已经从锦上添花变为雪中送炭——它需要在中午吸收多余的光伏电力，在晚高峰释放出来，缓解火电机组的调节压力，同时减少对远距离外来电的依赖。
政策层面给出了一道道硬约束。
浙江省“十五五”规划明确提出，抽蓄和新型储能装机要达到3000万千瓦以上。湖州市的目标是2030年前新型储能装机达到500万千瓦以上。建德市在2026年政府工作报告中要求“十五五”期间新增新型储能15万千瓦以上，并推动压缩空气储能项目突破。
在 3月18日公布的“千项万亿”工程2026年首批重大建设项目清单中，17个储能相关项目入选，涵盖电芯制造、系统集成到电站建设全链条。
这些目标不是建议性的，而是与地方考核、项目审批、电网接入直接挂钩的约束性指标。
电力市场的规则也在倒逼储能入场。2026年浙江电力现货市场出清价格上限为1200元/兆瓦时，下限为-200元/兆瓦时。
负电价机制意味着，在新能源大发的中午，储能充电不但不花钱，还能获得收益。
同时，调频辅助服务市场对储能开放，但申报的调频容量不得低于自身装机容量的80%，一旦入选便不能再参与电能量市场。这种“二选一”的设计，要求储能运营商必须在不同收益来源之间做出精细化判断。
收益结构越复杂，对运营能力的要求就越高，小规模用户侧项目根本无力应对。
系统账本的隐忧
安全、收益与商业模式的三角关系
把储能装进浙江现有的发电系统里通盘审视，好处显而易见，代价和风险同样不容回避。
好处首先是提升了新能源消纳能力。按照现有规划，浙江“十五五”期间风光装机还将大幅增长，若无足够调节资源，弃光率将从目前的不足1%快速攀升至5%以上。
储能能够在时间上平移电力，将午后的富余电量转移到晚高峰，相当于为电网增加了一个可灵活调度的缓冲池。
其次是降低了对省外来电的过度依赖。每逢迎峰度夏，浙江都需要向周边省份高价购电，而储能在本地削峰填谷后，可以在一定程度上减少极端时段的购电需求。
建德正在推进的300MW/1200MWh压缩空气储能电站，设计年运行小时数达7200小时，能够提供持续数小时的放电能力。这种长时储能对于应对连续阴雨或极端高温天气尤为关键。
但代价也是显性的。
首先是安全隐患。今年4月，国家发改委明确，不具备低电压穿越、高电压穿越等5项核心能力的大型电化学储能电站，并网将被直接判定为“重大隐患”。储能系统不再被视为一个简单的“充电宝”，而是大电网的独立电源支撑节点。
这意味着更高的技术门槛和更严格的运维要求。
浙江一季度对15个在建抽蓄项目进行了全覆盖安全排查，电化学储能项目尚未纳入同等力度的专项检查。但随着存量项目增多，安全事故的概率也在上升。
美国、韩国等地已发生多起储能电站火灾，国内也出现过类似案例。一旦在人口稠密的浙江发生事故，整个行业的审批节奏都可能被按下暂停键。
其次是商业模式尚不成熟。
从今年3月1日起，全国直接参与市场的经营主体全面退出固定分时电价机制，储能电站的收益完全由市场决定。但工商业用户侧储能单体规模小，缺乏独立参与现货市场的能力，只能通过虚拟电厂或聚合商间接参与。
而虚拟电厂在浙江尚处于“适时探索”阶段，尚未形成规模化和稳定收益。
容量补偿机制虽然已经落地，首批17个项目获得第一年补偿2.328亿元，但补偿标准逐年递减——2024至2026年分别为200元、180元、170元每千瓦每年。三年后将何去何从，尚无明确说法。
最大的风险在于投资回报的不确定性。一季度浙江储能项目的拟投资单价集中在0.9至1.5元/瓦时，一个百兆瓦时级别的电站建设费用轻松过亿。
储能电站的预期生命周期通常按20年测算，但电池的实际循环寿命受充放电策略、温度环境等因素影响，往往在10年左右就需要更换。
目前磷酸铁锂电池的替换成本仍占初始投资的40%以上，这笔账在项目立项时往往被乐观地摊薄。
更关键的是，电力现货市场的价格上限未来可能进一步下调，调频市场的竞争会越来越激烈，容量补偿到期后若无替代政策，大量项目的内部收益率将跌穿可接受底线。届时，非但无法发挥调节作用，反而可能成为社会资本的负担。
预见能源认为，储能不是不行，是不能被当作万能解药。它在浙江的必要性毋庸置疑，但如何设计一套让投资方能算得过账、让电网方能调得动、让用户方能放心用的制度组合，才刚刚开始探索。
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