储能破局碳市场：从“绿色电量”到“碳资产”的华丽变身

创建于11.20

当你公司的储能系统在深夜充电、白天放电时，它不仅在节省电费，更在悄然积累着“碳资产”

2025年，中国碳市场迎来重大变革。全国碳市场扩容至钢铁、水泥、铝冶炼等行业，覆盖了全国60%的碳排放量。与此同时，国家认监委于2025年9月发布了储能型锂离子电池等17种产品碳足迹标识认证专用实施规则，为储能参与碳市场铺平了道路。

在江苏靖江，一个120MW/240MWh的构网型储能项目，通过协同风光发电，预计每年可降低碳排放6.24万吨，这些减排量正逐步转化为实实在在的碳资产

01 政策红利：储能碳资产“变现”路径清晰

随着一系列政策密集出台，储能参与碳市场的政策环境日益完善。

2025年4月，中办、国办在《关于完善价格治理机制的意见》中明确提出“建立健全储能等调节性资源价格机制”，从顶层设计上确认了储能作为调节性资源的市场地位。

更重要的是，CCER（国家核证自愿减排量）市场重启后，方法学覆盖领域不断扩大。2025年7月，北京绿色交易所数据显示，全国温室气体自愿减排交易市场累计成交额突破2亿元，市场规模稳步攀升。

与此同时，欧盟的碳边境调节机制（CBAM）等国际规则，也在倒逼中国储能产业加速碳资产管理。欧盟新电池法规生效后，对出口电池的碳足迹核查要求更加严格，这意味着储能产品的低碳属性将直接关系到国际市场竞争力。

储能的首要价值在于将不稳定的绿电转化为优质电力。在江苏宿迁，一个49.8兆瓦电网侧储能电站建在退役变电站内，每年可充放电量超4000万度，提升当地分布式光伏消纳能力20%以上。

这些被有效利用的绿电，可以获得绿证（GEC）。2025年上半年，全国绿证交易量达3.48亿个，同比增长1.18倍，6月份均价达到6.5元/个，较今年最低价增长4.4倍。储能正是实现绿电价值提升的关键支撑。

储能可通过两种方式直接创造碳资产：

一是提供“零碳调节”服务。传统电网调节依赖火电机组，会产生额外碳排放。而储能提供的是零碳调节，每1MWh的储能调节服务，可比火电调节减少0.8-1.2吨二氧化碳排放。

二是通过电网替代效应减少碳排放。以山西长治的智慧能碳源网荷储一体化项目为例，通过构建全市统一的能源大数据底座，促进新能源本地消纳，为招商引资提供绿电绿证支撑。

靖江特殊钢的120MW/240MWh构网型储能项目，与厂内风光发电协同运行。

项目成效：

该项目的减排量正在申请绿色认证，未来有望在碳市场直接交易。

长治市打造了全国首个“市级—区县级—企业级”三级能源互联网平台。该体系通过：统一能源大数据底座，实现全市能源数据的集中管理；源网荷储一体化，优化区域能源配置；绿电直供创新，提高绿电本地消纳比例

这一体系不仅提升了新能源消纳能力，更创造了可观的碳资产。

华能浙江虚拟电厂通过聚合分布式资源，年促进新能源消纳23.3亿千瓦时，节省原煤98.2万吨，减排二氧化碳187万吨，相当于降低弃电率15%。

这一案例显示了储能通过虚拟电厂形式，在碳减排方面的巨大潜力。

企业需按照《储能型锂离子电池产品碳足迹标识认证专用实施规则》等标准，对储能产品进行全生命周期碳足迹核算。关键是收集：

参照国家发改委、能源局印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，开发储能碳资产项目。重点是：

根据市场需求，制定碳资产交易策略。2025年全国绿证上半年均价5元/个，碳市场配额中间价曾达71.57元/吨，企业可根据自身情况选择交易品种。

对于出口型企业，需关注欧盟新电池法规等国际要求，提前准备产品碳足迹数据和第三方认证，确保符合欧盟市场准入条件。

随着CCER市场成熟，专门的储能方法学有望出台。中国电科院专家指出，储能碳减排评估需建立 “基线对比”机制，区分与新能源捆绑场景和独立并网场景的核算差异。

区块链等数字化技术正在解决碳资产溯源难题。远景智能等企业开发的零碳管理平台，可通过绿电溯源实现碳减排效益量化。

欧盟新电池法规等国际标准，正推动全球储能产业向低碳化发展。据国际可再生能源署预测，2050年全球需部署4000GW储能，其中长时储能占比超40%，储能直接贡献15%的碳减排量。

在江苏靖江，储能系统正将绿色电力转化为优质碳资产；在山西长治，储能成为智慧能源体系的关键一环；在浙江虚拟电厂，储能通过聚合服务创造着巨额碳减排收益。这些项目共同揭示了一个趋势：储能正在从单纯的“调节工具”，升级为“碳资产创造者”。

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