储能行业正迎来历史性变革。随着《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）明确“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”，持续多年的“新能源强制配储”政策正式退出舞台。与此同时，今年8月，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025~2027年）》（以下简称《行动方案》）提出到2027年新型储能基本实现规模化、市场化发展。国家层面的明确定调，标志着行业正式从“政策驱动”迈向“市场驱动”的新阶段。

这一转变让储能行业经历了前所未有的心理震荡——既为摆脱“建而不用”的尴尬而振奋，又对如何在新规则下生存发展感到焦虑。在我国新一轮国家自主贡献目标的承诺下，新能源发展长期向好，储能“水涨船高”的发展前景并未改变；但与此同时，盈利模式尚未完全理顺，市场机制仍在健全和完善之中，储能的应用场景与商业模式仍需持续探路。“136号文为新能源配储‘松绑’，意味着新型储能盈利将更多依赖电力市场，即参与电能量市场、辅助服务市场以及容量补偿获取收益。通过不断完善市场机制，激发储能市场活力，促进其作用发挥，将成为‘十五五’时期新型储能发展的主旋律。”中国宏观经济研究院能源研究所副研究员刘坚表示。

独立储能崛起

在上半年新型储能的装机增长曲线中，可以清晰地看到136号文带来的政策效应。受新能源“531抢装潮”的强力驱动，新型储能在今年5月迎来装机高点，新增装机刷新历年月度装机新高，达到10.25吉瓦/26.03吉瓦时，同比增长462%/527%。然而，潮水退去后，市场在6月随即出现大幅回调，呈现出过山车式的剧烈波动。

东边不亮西边亮。电源侧需求踩下刹车，电网侧独立储能成为资本布局的核心方向。2025年，电网侧储能引领市场增长，1~6月，电网侧独立储能新增装机8.34吉瓦，同比增长22%，占据电化学储能新增总装机的61%。

“在136号文出台初期，市场曾担忧它会冲击储能行业，但我们认为这恰恰是电网侧储能即将迎来大发展的信号。”西北电力设计院有限公司电网工程公司总承包事业部设计总工程师刘国华分析道，“政策解绑了电源侧的‘强制配储’，却解不开新能源高速发展下电网对稳定性、灵活性的迫切需求——这份沉重的担子，必然要由电网侧来承接。”

这一年的市场表现印证了刘国华的判断。电源侧“退潮”，电网侧“接棒”，储能增长规模并未萎缩。尤其是内蒙古、新疆等地陆续涌现多个百兆瓦级甚至吉瓦级的大型独立储能项目，成为今年新型储能发展中的一个亮点。中电联发布的《2025年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，今年1~6月，新增电站主要是百兆瓦级以上的大型电站，总装机达10.27吉瓦，同比增长34%，装机占比75.13%。截至6月，百兆瓦级以上的大型电站装机占比由2021年的25%提升至67%，电化学储能集中化、大型化发展趋势明显。

尽管新能源强制配储要求的取消冲击了独立储能收益，但对于容量电价的良好预期仍然引导着独储投资热度。2025年，内蒙古针对纳入自治区规划的独立新型储能电站，按照放电量给予容量补偿，补偿标准为0.35元/千瓦时。高额的容量电价吸引了众多投资商接踵而至，截至今年6月底，内蒙古自治区已动工独立新型储能电站项目34个，总装机规模达1480万千瓦。

但项目的“盛宴”之下，乱象已浮出水面。

储能项目指标的“路条倒卖”是其中最突出的问题。部分投资者获取项目备案后，并不实际投入建设，而是通过签订股份转让协议等方式变相倒卖项目指标，以此牟利，使得大量项目沦为“纸面项目”，影响了真正有能力、有长期运营意愿的投资者入场。

多位业内人士对储能行业投机主义、短期主义之风盛行深感担忧。“当前，储能市场十分火热，但与此同时必须清醒地看到潜在的风险。一些省份的储能市场火了之后，各路‘神仙’一拥而上，迅速‘圈住’项目，但这里面真正愿意长期持有资产的投资方其实并不多。目前，储能的投资方除了传统能源企业，一些带有金融属性的资方也进入这个市场，这些资方更多追求的是短期套利。在短期资本的快速推动下装机可能会迅速达到规划目标，但实际上坚实的长期价值投资文化还没有真正形成。这是当前储能市场中的关键性弊病之一。”从事储能行业投资的资深人士袁韩生告诉记者。

“从电力行业的角度而言，储能是服务于新型电力系统的重要设施，是资金占用量大、运行周期长的长期资产，我们希望它本质上与变电站或发电厂等电力基础设施一样，具有一定的公用属性和系统责任，其价值不在于短期套利，而在于全生命周期内提供稳定服务并实现可持续的合理回报。这是电力行业的本质需求与资本逐利在认知上存在的根本差异。”刘国华表示。

近期，内蒙古自治区能源局发布文件《关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》，明确要求纳入自治区独立新型储能建设项目清单的独立新型储能电站，不得擅自变更建设内容，在项目建设期内和建成后2年内不得通过代持、隐性股东或交叉持股等方式改变项目股东持股比例，不得以出卖股份、资产租赁、分包、转包等任何方式实质性变更投资主体。近日，内蒙古针对有关电网侧独立储能示范项目倒卖项目指标的举报进行调查，经查实后收回了相应储能建设指标规模。山西、河北、山东等省份亦通过出台相关政策规范储能项目开展，杜绝部分投资者的“路条炒作”等扰乱市场秩序行为。

用户侧巨变

几家欢喜几家愁。独立储能逐渐崛起的同时，工商业储能却愁云惨淡。

近期，四川省发改委、能源局、能监办联合下发了有关《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿），提出“零售用户与售电公司应按照当年发布的合同模板签订《四川省售电公司与电力用户购售电合同》，约定零售用户各月分时段电量的交易价格、全年联动价格比例、全年售电公司批零收益分享基准及分享比例等”。

《征求意见稿》的核心变化是将零售侧的价格和时段变化交由市场决定。过去，在相对确定的分时电价之下，工商业储能项目就像在一条设定好的跑道上赚钱，收益稳定可预测。该《征求意见稿》如果实施落地，则要求售电公司和用户自行约定全年的分时段价格，这意味着峰谷电价差不再是“固定套餐”，而变成了“浮动市价”。（截至记者发稿，四川省发改委官网发布公告称“零售用户非现货联动电量按照现行分时电价政策执行”，给与了市场参与者一定的缓冲地带）尽管只是征求意见稿，但对于习惯在行政分时电价下“稳定套利”的用户侧储能来说，市场化的前哨已经吹响，需要做好未来走出“温室”，面向市场的准备。“在现货市场条件下，储能的投资逻辑和运营逻辑都发生了根本性的转变，需要紧跟市场需求，掌握供需关系，将‘市场’观念贯穿电站运行、运营、运维全流程，一方面要做到降本，另一方面要做到增收，才能实现较好的收益。”华北电力大学教授郑华表示。

业内人士建议，“表后储能”的投资需要慎重决策。“随着电力市场改革的推进，零售侧取消分时电价，与批发侧衔接，是迟早的事情，这意味着工商业储能和独立储能一样，需要在现货市场中寻找套利机会。当二者站上同一起跑线，也立刻暴露出工商业储能的固有劣势。首先，是‘身份’问题。独立储能是电力市场的独立交易主体，拥有独立身份。而工商业储能是依附在用户电表后的设施，本身没有独立身份，必须通过代理的售电公司才能参与市场交易，这在交易结算和策略灵活性上已先天不足。其次，是规模和成本问题。独立储能项目投资动辄数亿元，通过规模效应压低了单位造价，在成本上也更具竞争力。此外，从运营效率上看，运营一个大型独立储能，远比管理几十个分散的、高成本的工商业项目要高效得多。如果价差套利完全基于现货市场，那么独立储能在效率和成本上优势明显，大规模开发分散式工商业储能的商业逻辑将受到严峻挑战。”袁韩生表示。

近年来，“奔着价差去”的盈利模式让工商业储能市场迅速形成一片红海，分时电价的任何风吹草动，都会引发工商业储能收益的震荡。当前，各地基于新能源装机比例的不断提高、供需形势的复杂变化而调整分时电价，储能充放电机遇大减。工商业储能面临的危机，并非一地一域的短期挑战，而是整个电力系统在市场化与绿色转型下深刻变革的必经之路。这要求企业超越对短期政策的依赖，从根本上完成一次面向未来、面向市场的系统性升级。

刘国华认为，未来储能投资的图景，将呈现“大航母”与“小船只”并存的多元格局。在电网的“主动脉”上，独立储能电站如同航母舰队，承担主要支撑和调节作用；而深入用户侧的“毛细血管”，则需分布式储能等“小船”灵活响应，共同构建一个多层次、全覆盖的灵活性体系。与此同时，工商业储能需要告别过去依赖固定价差“闭眼投资”的粗放模式，转而进入一个对潜在商业空间精准洞察、精耕细作的新阶段。

今年，国家连续出台绿电直连、零碳园区、新能源就地消纳等政策，各地方亦出台了具体的实施方案和申报细则。“产业+新能源+储能”的一体化布局为用户侧储能打开新的前景。“未来的挑战与机遇并存，投资需要考虑市场供需变化、政策变化等边界条件的波动带来的影响，需要选择市场机制成熟、政策稳定、市场供需清晰的地区投资。不论是源侧、网侧，还是荷侧均有大量适合储能的存量和新增应用场景，包括经典场景如传统电源配储、136号文下的新能源配储、智能微电网和虚拟电厂等；新增场景中的一体化模式下的沙戈荒基地配储、煤矿等荷侧微电网配储、绿电直连配储等，细分市场中将涌现出不同的新模式、新业态。”郑华分析道。

如何实现“建而有用”

截至2025年9月底，我国新型储能装机规模超过1亿千瓦。庞大的装机数据背后，是业内对其“作用发挥”的迫切追问。在政策驱动发展的时代下，“建而不用”是储能挥之不去的阴影。如今，直面市场的储能产业，亟需撕下这一标签。

今年迎峰度夏期间，多地新型储能已发挥正面作用。其中，江苏、山东、云南先后开展全省新型储能电站用电高峰期间集中调用，最大放电功率分别达714万千瓦、804万千瓦、474万千瓦，调用同时率达到95%以上，发挥了重要的顶峰保供作用。

据媒体报道，江苏省区域储能调峰体系在今年迎峰度夏期间，累计调用储能资源超1.4万次；总充放电量突破25亿千瓦时；最大调峰规模超1000万千瓦。该系统将分散在全省的储能资源有效聚合，集中调用全省超760万千瓦新型储能，科学调配373万千瓦抽水蓄能，实现柔性控制，有效解决光伏发电量白天和傍晚波动剧烈，电网调峰压力陡增的过山车式负荷问题。

“江苏省明确了专门的储能充放电价格机制，以及最低调用次数要求，使储能在负荷高峰期的充放电收益显著高于非高峰时段，有效调动了储能主体参与集中调用的积极性。此外，也有部分省份通过适度放宽现货市场限价、拉大峰谷充放电价差等方式，提升了储能在迎峰度夏期间的市场收益。储能集中调用机制进一步强化了分布各地的储能电站在负荷高峰时段参与调节的精准性，凝聚了更多主体的协同保供合力。”刘坚告诉记者。

在湖北，新型储能同样发挥了重要作用。截至2025年6月底，湖北省新能源电源装机容量达到5321万千瓦，已成为省内第一大装机电源。在去年湖北某一典型日的下午3点，新能源渗透率已达到75%，电力系统压力可见一斑。2024年4月9日，湖北应城压缩空气储能电站并网发电，自首次并网成功后，已圆满完成湖北电网调度优化和2025年迎峰度夏保供电任务，并已投入2025年迎峰度冬电力保障工作。

“新型储能建而不用、建而难用的情况十分普遍，但应城压缩空气储能电站经过迎峰度夏和迎峰度冬的考验，我们可以说它非常有用。有一个情况可以反向验证这一点：在今年8月，该电站因为实施技术改造而停运三天，在这三天的时间里，孝感电网再次提出已经三、四年没有启动过的需求响应方案，虽然最终并未实施，但这‘虚惊一场’也可以说明该储能电站对于支撑电网运行发挥了实实在在的作用。”国网湖北综合能源公司总工程师王俊表示。

在新能源发展高地西北地区，其存量储能以新能源配储为主，其价值远未激活。刘国华告诉记者，目前，西北储能仍处于最低价PK之中，原材料涨价了，电芯不涨价，为什么？主要原因还是很多储能实际上没有在用，产品质量好坏难以判断，所以只卷价格不卷质量。在这种低价中标的市场环境下，提价提质就意味着出局。

记者了解到，当前西北地区储能调用率偏低，是多重因素叠加的结果：前端因为“为配而配”而采用了大量质量不达标的产品；后端则受制于市场机制与技术经济性等因素。以调频市场为例，该市场是一个“有限”市场，一些省份将调频市场份额的50%留给火电，在剩下的市场份额中储能竞争激烈。在技术层面则涉及系统安全的更深层考量——电网频率稳定不仅需要快速响应，更依赖传统火电的机械惯量。电化学储能响应速度过快是一把“双刃剑”，因此火储联调被视为一个更可控的方案。此外，经济性仍是关键制约。在现货市场中，当前“新能源+储能”的综合成本难以与火电抗衡。由于西北地区火电基本盘坚实而稳固，相比之下储能竞争力仍有待提升。而传统能源资源匮乏的沿海地区对储能的使用则可圈可点。“一个很有意思的现象是，在沿海地区，储能的EPC价格反而比西北地区更高，这是因为沿海地区一些独立储能真正用起来了，对质量的要求就开始提高了；西北的储能规模存在‘虚高’的现象，真正能用的并不多，潮水退去方知谁在‘裸泳’，当西北储能被真正用起来之后会淘汰一批，届时才能真实评估西北储能发挥的作用。”刘国华表示。

市场机制与产业自强双向发力

为推动新型储能在电力系统中真正“活起来”“用得好”，必须在市场机制优化与储能修炼内功两方面协同发力，让政策引导与产业自强相互促进，共同激发其价值潜力。

“储能具有四类价值：能量价值、调节价值、容量价值和环境价值。在现货市场环境中，不同应用场景中的储能价值会有不同体现，比如在大家熟知的火储联合中，储能既可以提升火电的一次调频、二次调频等调节价值，亦可以通过配置熔盐储能、蓄热等提升其电能量价值或非电能量价值。然而，在新能源配储中，虽然配储提升了新能源的能量价值、调节价值、容量价值和环境价值，但由于市场机制缺失、管理体系不畅等原因，导致其价值未能有效体现，甚至成为新能源企业的负担。而在火电场景中，储能则赚得盆满钵满。”郑华指出。

“随着新能源配建储能‘强制捆绑’政策的解除，新能源‘靠天吃饭’的出力特性使其在市场竞争中相对处于劣势、议价能力较弱。《行动方案》提出‘推动新能源+储能作为联合报价主体，一体化参与电能量市场’。该模式可通过新能源配建储能或不同并网点的新能源与储能联营联运的形式实现，借助储能设施的调节能力，平抑新能源出力波动、提升电力供应稳定性，进而有效增强新能源项目的市场竞争力。”国网甘肃省电力公司新型电力系统研究院正高级工程师宋汶秦表示，“预计‘十五五’期间，‘新能源+储能’联合参与市场有望成为新型储能的主要应用场景之一。”

宋汶秦进一步分析道，“新能源+储能”作为联合报价主体身份一体化参与市场时，需从两方面重点发力：一方面，针对存量储能中规模庞大的“配储”部分，需协同增强自身运行管控水平，以及运维专业化能力，提升中长期市场签约规模，优化现货市场报价策略。此外，“配储”能否转为独立储能，需综合评估改造成本及技术方案的可行性。

“另一方面，对于不同并网点的新能源与储能，在参与市场前，双方需充分结合新能源出力特性、储能调节能力及节点电价等因素，系统分析联合参与市场模式相较于传统模式的经济性差异，深入开展联合主体盈利能力评估，确保实现合理收益。”宋汶秦强调，“当前甘肃省电力市场体系已日趋成熟，储能企业的收益水平高度依赖市场化运营能力。因此，储能企业亟需提升场站人员的运维能力，确保新型储能响应能力、有效容量满足市场的准入需求；同时进一步激发运营人员的积极性和市场敏锐度，基于电力市场供需变化、价格波动等动态信息，科学合理确定自身的充放电曲线，助力实现收益最大化。”

储能的容量价值如何兑现，一直是市场中悬而未决的问题。此前，多数地区通过价格、租期指导的形式引导储能获取容量租赁收益，在新能源配储松绑后，这一收益已经大幅降低。继煤电之后，储能能否获得容量电价成为业内关注的焦点。

当前，我国多地已因地制宜开展容量电价机制探索。内蒙古、新疆针对独立储能建立了按放电量补偿的容量机制；河北制定了独立储能容量电价；山东实施了包含储能在内的发电侧容量电价机制，甘肃、宁夏发布有关建立发电侧容量电价机制的征求意见稿。

刘坚指出，在容量政策制定过程中，需要考虑增设容量补偿对于推高用户侧电价的影响，特别是在当前装机规模快速增长的阶段，设计容量补偿机制更需注重精准激励，确保补偿资金的高效利用，避免资源错配。此外，不同于发电类资源，储能普遍存在能量有限性的特点，如何准确量化其有效容量也存在计算方法和数据获取方面的挑战。各地容量资源的稀缺程度不同，新型储能的容量电价政策理应因地制宜、按需施策。近中期，可优先采用政府主导的容量补偿机制，为有效容量提供稳定收益，以培育早期市场、保障投资信心；长远看，容量补偿机制应向市场竞价过渡，通过市场竞争进一步优化资源配置，降低社会综合成本。

宋汶秦表示，新型储能容量电价的落地实施，需保障各类主体合理权益，重点加强容量核定、执行考核、运行评估等核心环节的把控。“一是精准核定有效容量。统一锂离子电池、液流电池、压缩空气等不同技术路线新型储能的核算标准，以实际放电性能、可靠性为核心依据，制定基于贡献度的衡量标准。严格依据满功率放电时长、额定功率等技术参数进行核算，确保申报容量的真实有效。二是建立有效容量考核机制，不定期开展有效容量检测，针对有效容量未达到申报容量以及非计划停运等情况，研究制定相应的容量电费扣减政策，以市场化手段引导享受补偿的新型储能主体切实履行电力安全支撑责任。三是健全成本监测与动态评估机制。持续跟踪新型储能项目实际运行成本数据，结合电力市场供需变化、技术迭代降本趋势系统评估，动态优化补偿标准，避免成本与补偿出现脱节，确保公平性。”

万的电压等级中，快速、灵活的容量和调节资源仍然紧缺，这一领域为新型储能提供了发力的空间。建议未来重点研究各类长时储能与混合储能技术，分层分类规划布局，增强电网局部的快速响应能力。”王俊建议。