陕西新政促储能成拿项目关键，收益模式待破局。

预见能源获悉，近日，陕西省发改委发布《关于开展陕西省 2026 年风电光伏发电项目开发建设有关工作的通知》，正式把 " 新能源与储能需同步投产 " 写进了竞配评分标准。

往前数一年，2025 年 9 月 26 日，陕西首座电网侧构网型储能电站——白水驭源储能电站并网投运，一期 98MW/294MWh，投资 3.2 亿元。不到两个月，2025 年 11 月 12 日，神木市兰炭产业特色园区零碳工业园区项目启动，总投资 60 亿元。再往后一个月，2025 年 12 月，华电能源发布投资管理规定，储能项目资本金内部收益率底线锁定 6.5%。

这三件事发生在同一个省份、前后不到三个月，彼此之间没有因果关系，却跨越半年的时间，共同指向了一个正在成型的现实：储能，变成了决定项目能不能拿到的硬通货。

大多数储能项目还在当 " 并网工具 "

少数能赚钱的都长着 " 同一张脸 "

白水驭源储能电站是陕西储能领域的一个标志性工程。一期 98MW/294MWh，投资 3.2 亿元，采用磷酸铁锂电池，同步应用智能组串式与低压集中式两种构网型技术路线，预计投运后每年可消纳 1.5 亿度新能源电力。项目二期还计划建设 50MW/150MWh，引入全钒液流、飞轮储能等技术。

这笔投资靠什么收回？2026 年 1 月，国家将电网侧独立储能纳入发电侧容量电价体系，各省自行制定补偿标准。同样是独立储能电站，在辽宁一年能拿到 370 元 / 千瓦的容量补偿，在陕西只有 165 元 / 千瓦。一座 200MW/400MWh 的电站，两地的年补偿收入差出一倍多。

容量补偿之外，各省辅助服务市场的发育程度也参差不齐，陕西的调峰补偿上限为 0.55 元 /kWh，调频里程价格 0-15 元 /MW。储能的收益模型在不同省份之间差异巨大，而这种差异直接决定了同一个项目在不同地方的财务可行性。

而在成本端，碳酸锂价格从 2025 年 10 月的 7.3 万元 / 吨飙升至 2026 年 5 月的 19.5 万元 / 吨，314Ah 储能电芯理论成本从 0.28 元 /Wh 涨至 0.368 元 /Wh。一个百兆瓦级光伏电站配两成储能，投资从约 5600 万元涨到约 7400 万元，半年多增加近两千万的刚性支出。而电价端并没有因为储能成本上升而获得任何补偿性溢价。

不过也不是所有储能项目都算不过账，府谷能源新元公司的火储联调项目跑出了一条差异化的路。这个陕西省首例投产的火储联调项目，总投资 2997.89 万元，建设规模 10MW/5MWh，采用全球首创的 9MW/4.5MWh 磷酸铁锂电池与 1MW/0.5MWh 钠离子电池混合配储模式。2025 年 3 月 10 日开工，5 月 16 日全容量并网，从开工到并网仅耗时 2 个月。投运至今累计辅助调频收益达 430 万元。这个项目能跑通的关键在于它依托现有火电机组参与调频市场，收益模式清晰，不需要单独面对容量补偿不足的问题。但火储联调的门槛很高——得有火电机组才能联调，不是每个开发商都能复制。

白水驭源和府谷新元的对比揭示了一个问题：储能本身不是问题，问题是储能的收益模式还没有被普遍验证。少数能算过账的项目都有特定场景——要么是电网侧大型独立储能获得容量补偿，要么是火储联调参与调频市场。大多数新能源配储项目面临的现实是：成本刚性上升，收益弹性不足。

没有消失的强制配储

" 明规则 " 变成了 " 潜规则 "

136 号文明文规定 " 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 "。截至 2025 年底，超过 10 个省份调整或退出了强制配储。但陕西 2026 年的竞配方案走了一条不同的路。

根据评分标准，" 前期工作开展情况 " 和 " 电网接入消纳能力 " 两项合计权重不低于 60%。储能恰恰是电网接入评分的核心变量。不配储，电网接入分拿不全，前期工作分也受影响。折算下来，配储与不配储的项目在总分上可能差出 10 到 15 分。在竞争配置中，这十几分就是能不能进入排名、拿到指标的分水岭。

2025 年 12 月，陕西公示了 10.09GW 风光保障性并网项目竞配结果，116 个项目，其中风电 98 个 847 万千瓦，光伏 18 个 162 万千瓦。大唐、国家能源集团各获 900MW 以上，华能、国家电投、华电各超 700MW。2026 年的规模大概率维持。蛋糕没变小，但切蛋糕的规则变了——储能从 " 可选项 " 变成了 " 必答题 "。

陕西为什么要绕这个弯？因为电网消纳的压力摆在那里。据华创证券研报显示，风电利用小时数从 2022 年的 2219 小时降至 2025 年的 1801 小时，光伏从 1340 小时降至约 1015 小时。2025 年全国理论发电量中待消纳的缺口电量达到 5159 亿度，占理论发电量的 18%。储能是目前最成熟的调节手段，但谁出钱的问题始终没解决。把储能写进评分而不是写进前置条件，既规避了与国家政策的正面冲突，又达到了引导配储的实际效果。

这种 " 评分引导 " 的模式存在一个内在矛盾。开发商配储是为了拿分，不是为了赚钱。当储能本身不产生合理收益时，配储行为就始终带有 " 完成任务 " 的性质。2023 年全国新能源配储项目平均利用率仅 17%，日均充放电不足 0.4 次。2026 年一季度新能源配储日均利用小时数回升到 2.25 小时，但这个数字仍然说明：大量配建储能在实际运行中处于闲置或低效状态，它们存在的意义更多是让电站拿到并网资格，而不是真正发挥调节作用。

零碳园区

央企和地方唯一能达成共识的议题

华电能源 2025 年 12 月的投资新规不是孤例。2024 年下半年至今，50 余家新能源企业挂牌转让股权，国家电网、三峡、南方电网、中石油、中广核都在其中。南网能源明确 " 不再新增持有光伏等智慧绿电项目 "。央企的投资逻辑很清楚：收益率算不过来的项目不拿。

陕西 2025 年 10.09GW 的竞配结果中，拿指标的几乎全是央企。但央企内部的投资审批越来越严。储能项目普遍面临收益率压力——碳酸锂价格每涨 1 万元，电芯成本涨 0.6 分 /Wh。当锂价超过 15 万元 / 吨时，预计储能项目 IRR 将受到冲击。华电划的 6.5% 红线之下，相当一部分配储项目根本过不了审。结果就是，拿到指标的企业可能因为配储成本过高而放慢建设节奏，而想拿指标的企业又面临收益率算不过来的困境。

零碳园区成了目前唯一能让双方坐下来谈的交集。

2025 年 9 月 23 日，中国电力企业联合会发布首批 " 零碳园区 " 证书，全国仅两家：陕西榆林科创新城零碳园区和北京金风智慧园区。榆林科创新城零碳园区依托分布式智慧能源中心示范项目，集成光伏发电、电解水制氢、燃料电池等技术，实现 " 电、冷、热 " 零碳供能，单位能源成本较传统模式降低 45%，年减少碳排放 8640 吨。

更大的盘子落在神木。2025 年 11 月 12 日，神木市兰炭产业特色园区零碳工业园区项目启动，总投资 60 亿元。一期 18MW 分布式光伏电站投资 6678.05 万元，在现有煤棚屋顶加固后建设，采用 " 自发自用，余电上网 " 模式。建成后每年可节约标煤约 7630.98 吨，减少二氧化碳约 21133.65 吨。兰炭是榆林的支柱产业，碳排放强度高。不转型，在碳关税和能耗双控政策下，这些企业的竞争力会迅速流失。

对地方政府来说，零碳园区是消纳指标的实现载体。对开发商来说，参与零碳园区建设在竞配评分中能获得额外加分，更重要的是可以进入地方政府的项目优先清单。这是一场利益交换：政府要消纳考核过关，开发商要高分拿指标。

但零碳园区对开发商的能力要求完全不同。传统风光项目团队擅长测风测光、土地协调、设备采购。零碳园区需要懂微电网规划、碳资产管理、制氢储氢、源网荷储协调。这些能力在大多数开发商内部几乎空白。

陕西这套规则跑通之后，大概率会被其他省份参考。各省的消纳压力都在增加，但财政能力和政策工具不同，储能收益的支撑条件也不同。对开发商来说，2026 年之后拿项目的能力拼的不再是关系资源和资金实力，而是对各省政策的解读能力和收益模型的测算精度。储能是配还是不配，配多少，配什么技术路线，要不要把储能做成独立项目参与容量市场——这些决策将直接决定一个项目能不能过审、能不能赚钱、能不能按时并网。

陕西已经把考题出好了。白水驭源 3.2 亿的储能电站已经投运，神木 60 亿的零碳园区已经开工，华电 6.5% 的收益率红线已经划下。剩下的问题是谁能在这些约束条件之间找到一条算得过来账的路。

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