隐形的“强制配储”？136号文之后，陕西2026风光新规又让储能重回硬指标

陕西省发改委近日发布了《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》，正式将“新能源与储能需同步投产”纳入了竞争性配置的评分标准。这绝不是一句空话，而是实实在在的硬指标。

回看过去一年，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，一期规模98MW/294MWh，投资3.2亿元。不到两个月，神木市兰炭产业特色园区零碳工业园区项目在11月12日启动，总投资高达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，将储能项目资本金内部收益率底线锁定在6.5%。

这三件事，发生在同一个省份、前后不到三个月，虽无直接因果关系，但跨越了半年时间，它们共同勾勒出一个正在成型的现实：储能，已经从一个可选项，变成了决定项目能否拿到手的“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”

先看白水驭源储能电站，它堪称陕西储能领域的标志性工程。一期98MW/294MWh，投资3.2亿元，采用磷酸铁锂电池，并同步应用了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，并引入全钒液流、飞轮储能等技术。

那么，这笔投资靠什么收回呢？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，允许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，而在陕西只有165元/千瓦。一座200MW/400MWh的电站，两地的年补偿收入能差出一倍多。

除了容量补偿，各省的辅助服务市场发育程度也参差不齐。陕西的调峰补偿上限为0.55元/kWh，调频里程价格在0-15元/MW之间。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。

再看成本端，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。这意味着，314Ah储能电芯的理论成本从0.28元/Wh涨到了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。短短半年多，就增加了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就走了一条差异化的路。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，累计辅助调频收益已达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——你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关键问题：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。而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。在竞争配置的环境中，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，共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年的规模大概率会维持。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2024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，而不是为了赚钱。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。2024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有所回升，达到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，已有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。南网能源更是明确表示“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，电芯成本就涨0.6分/Wh。当锂价超过15万元/吨时，预计储能项目的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了首批“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，实现了“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。

更大的盘子落在了神木。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。这是一场典型的利益交换：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。零碳园区则需要懂微电网规划、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是空白。

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，拼的将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。

以下是文件全文及附件：