日前，内蒙古自治区锡盟能源局发布一则储能项目信访回复称：有匿名信访举报“万帮数字能源，锡林郭勒东苏变电站2025年新型储能专项行动100万千瓦/400万千瓦时电源侧储能子项目，倒卖路条要价1.2亿元”。项目批复业主与当前办理前期手续业主一致，未发现有转让股份或更换投资主体行为。
这则倒卖路条的信息涉及明星企业，项目规模大、要价金额高，在业内引发广泛关注。尽管地方主管部门予以辟谣，但也再次给高速发展的储能行业敲响警钟。光伏、风电行业早期倒卖路条现象屡禁不止，严重扰乱市场秩序。当前，储能项目备案规模呈指数级增长，业界不得不正视一个关键问题——蓬勃发展的储能行业是否会重走“风光”老路？
倒卖路条苗头已然显现
新能源项目路条，是指通过备案并纳入年度建设规模指标的行政许可文件，是项目开发主体开展新能源项目建设及并网运营的前置要件。
光伏、风电行业高速发展阶段，补贴政策催生了巨大的市场红利，路条成为炙手可热的稀缺资源。个别掌握地缘关系、行政审批及电网接入资源的企业或个人利用非市场化手段获取项目开发资格后，高价转手牟利，形成路条交易灰色产业链。
这一行为不仅扭曲了补贴政策的初衷，更严重侵蚀新能源电站投资商的利益，抬高项目建设周期和生产成本，影响行业公平竞争和有序发展。2014年，国家能源局发布《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》，要求规范新建电源项目投资开发秩序，坚决制止新建电源项目投产前的投机行为。此后，行业主管部门接连发布《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》等文件，强调健全电站项目备案管理，不能将政府备案文件及相关权益有偿转让。
“上有政策，下有对策。只要存在指标稀缺性，就会催生套利空间，传统的直接路条买卖已逐步演变为更改股权代持、合作开发等隐蔽的操作模式，本质上仍是路条交易的变种。”某新能源企业项目开发负责人向记者透露，新能源项目开发过程中，倒卖路条现象一直存在。
浙江大学兼职教授刘亚芳向《中国能源报》记者指出，在国家层面，储能项目实施备案制，不存在路条。但是，由于国家没有出台针对新型储能具体的电价支持政策，而新型电力系统建设又确实急需新型储能发挥作用，所以地方政府实施的示范项目往往配套有补贴或者其他支持政策，获准成为示范项目需要经过严格评估选拔。业主转让示范项目投资、建设或经营权，涉及示范任务是否会受到影响，应报告地方相关部门同意。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心主任冯思遥告诉《中国能源报》记者，目前尚未发现广泛存在或系统性的倒卖路条行为。但在部分地区和特定项目中，确实存在项目开发权、储能接入指标等被非市场化配置、转让甚至变相交易的苗头。储能政策驱动强、资源分配稀缺，容易滋生非正常竞争行为，值得警惕。
“136号文”放大路条活动空间
此前，配建储能是部分地区获取新能源指标的路条；现在，储能本身成为路条主体。这折射出储能行业的深刻变化。
“储能在电力系统中从附属设备向独立资产转变，其作用和收益路径日益清晰。”冯思遥指出，优质项目指标、接入资源仍具稀缺性，特别是在容量配额、土地电力资源紧张的地区。其主要驱动因素包括对储能参与电力现货市场、辅助服务市场的长期收益预期，项目备案规模作为融资增信工具套利，区域性能源指标分配不均衡导致的提前占位等。“在部分指标稀缺、审批周期长的地区，路条的象征价值甚至超越其短期经济回报。”
“即使有1.2亿元的路条费也并不高，在长三角、京津冀等高电价地区，项目IRR可达8%—9%，相当于10年左右收回项目开发成本，一个路条费成本完全可以消化。”上述新能源企业项目开发负责人称。
随着新型电力系统建设持续推进，储能已成为平衡电网波动、提升新能源消纳能力的关键环节。多地积极探索储能盈利模式，通过峰谷套利、容量租赁、电力交易、辅助服务等多维度实现收益多元化。
“尤其是‘136号文’利好储能长期发展，极大放大了储能路条交易活动空间。随着新能源全面入市，现货峰谷差进一步拉大，储能盈利水平将有所提升，在现货市场中获得更多收益，驱动经营主体由被动配储走向主动配储。”一位储能企业人士称，储能路条交易在盈利较突出的地区较为明显，企业希望抓住机遇，布局最优区域。
储能的盈利能力已在部分区域得到验证。比如，山东在国内率先建立独立储能参与现货市场交易机制，开展多批示范项目建设，有力推动新型储能规模化、多元化发展。新型储能在运规模808.5万千瓦，较2022年底翻了两番；内蒙古高比例的“风光”电力并网已成为电网运行的常态，催生出对储能的大规模需求，创新实施为期10年的容量补偿机制，2025年补偿标准为0.35元/千瓦时，在全国补偿标准最高、补偿时间最长；江苏构建固定电价交易市场，在迎峰度夏、迎峰度冬期间，储能充电免费，放电按省内燃煤基准电价（0.391元/kWh），每度电补贴0.5元，有效调动储能项目的积极性。去年迎峰度夏期间，远景盐城射阳250MW/500MWh储能电站，40天收益4000万元。
地方发挥监管主体作用
从风电、光伏市场监管与规则建设的经验看，储能行业如何防微杜渐？
“事实上，除了《新建电源项目投资开发持续监管报告》（384号文）保留对风电项目的项目备案管理外，国家层面禁止新能源倒卖路条的规定基本被废止。”阳光时代律师事务所新能源事业部负责人葛志坚告诉《中国能源报》记者，现行规范性文件一般有效期5年。随着2021年光伏行业全面进入平价上网时代，中央财政对新备案的集中式和工商业分布式光伏项目已完全退出补贴机制，主管部门的执法重点也发生了变化。在此背景下，《光伏电站项目管理暂行办法》《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》《关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见》等政策文件到期废止后并未出台新的路条监管政策。而储能领域尚无国家层面关于倒卖路条的政策文件。
随着新能源项目审批权限下放，地方政府逐步成为行业监管的核心主体，通过负面清单管理、信用惩戒等方式，规范新能源项目的开发秩序。比如，内蒙古自治区要求今年新型储能专项行动实施项目清单项目建设期内和建成后两年内不得擅自转让股份或更换投资主体；山西要求获得年度开发建设指标的风电、光伏发电项目，申报单位和运营单位须为同一主体，严禁在建设期和全容量并网后5年内擅自转让；贵州对存在失信行为、倒卖新能源项目年度建设规模指标、建设期转让项目控制权、恶意竞争的企业，其项目一律不得纳入年度建设规模。
冯思遥指出，一些地方已建立“备案容量+动态排名+容量评估”机制，鼓励项目优中选优、市场化竞争。但部分地区仍存在流程不清晰、协调难度大等问题。因此，企业获取项目指标的难度并非简单取决于市场景气度，而更取决于区域管理水平、资源配置机制及企业的项目把控能力。
核心在于指标分配
推动储能项目实质性落地而非投机套利，是一项需要系统施策的综合课题。
路条背后是一张地方政府、开发企业、金融机构等主体构成的复杂博弈。冯思遥坦言，违规获取指标的项目往往缺乏真实落地能力，导致“僵尸项目”堆积，占用电网和土地资源，推高全行业成本。与此同时，也使真正具备技术能力、落地能力的企业被排挤出局，损害投资效率和公共利益，不利于储能产业健康有序推进。
葛志坚同样指出，目前很多新能源项目竞价流于形式，让指标资源流入没有开发能力的“地头蛇”手中，他们转而卖给有实力的企业，这是客观存在的。从一般意义上讲，具备开发能力的企业收购路条，属于资源优化配置，无开发能力通过非竞争手段获取指标并加价倒卖，推高了行业成本。
“要加强核查与整治，防范个案行为演变为行业风气。”冯思遥建议，第一，完善储能项目备案、评审、接入全过程透明机制，推动项目开发权及接入指标公开竞争，禁止私下转让；第二，建立项目落地与运行跟踪机制，对长期不建设或不运营的“僵尸路条”实行清退；第三，强化信息披露与公众监督，对政策性资源配置做到阳光化、数字化管理；第四，推动建立储能行业信用体系和黑名单机制，对恶意投机、违规交易的企业或个人予以惩戒。
“但是，区分正常商业交易和倒卖路条两类行为的执法成本太高，在实践中很容易变为‘一刀切’的限制交易。”在葛志坚看来，倒卖路条的核心问题在于指标分配规则，而非交易本身。关键要从源头指标分配着手，透明分配规则，通过技术、资金、经验等硬性条件筛选真正具备开发实力的主体，并设定开发时限，逾期收回指标并重新分配。设置条件允许股权流动，公示路条流转信息，降低信息差，强化全程监管。与其“一刀切”限制交易，不如推动“透明分配+市场化流转+强监管”的组合改革，从优化备案设计、放开审批流程、提高资质门槛三个方面打造公平竞争环境，最终通过市场实现资源优化配置。
