儲能行業正迎來歷史性變革。隨著《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）明確“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”，持續多年的“新能源強制配儲”政策正式退出舞臺。與此同時，今年8月，《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025~2027年）》（以下簡稱《行動方案》）提出到2027年新型儲能基本實現規模化、市場化發展。國家層面的明確定調，標志著行業正式從“政策驅動”邁向“市場驅動”的新階段。

這一轉變讓儲能行業經歷了前所未有的心理震蕩——既為擺脫“建而不用”的尷尬而振奮，又對如何在新規則下生存發展感到焦慮。在我國新一輪國家自主貢獻目標的承諾下，新能源發展長期向好，儲能“水漲船高”的發展前景并未改變；但與此同時，盈利模式尚未完全理順，市場機制仍在健全和完善之中，儲能的應用場景與商業模式仍需持續探路。“136號文為新能源配儲‘松綁’，意味著新型儲能盈利將更多依賴電力市場，即參與電能量市場、輔助服務市場以及容量補償獲取收益。通過不斷完善市場機制，激發儲能市場活力，促進其作用發揮，將成為‘十五五’時期新型儲能發展的主旋律。”中國宏觀經濟研究院能源研究所副研究員劉堅表示。

　獨立儲能崛起

　　在上半年新型儲能的裝機增長曲線中，可以清晰地看到136號文帶來的政策效應。受新能源“531搶裝潮”的強力驅動，新型儲能在今年5月迎來裝機高點，新增裝機刷新歷年月度裝機新高，達到10.25吉瓦/26.03吉瓦時，同比增長462%/527%。然而，潮水退去后，市場在6月隨即出現大幅回調，呈現出過山車式的劇烈波動。

東邊不亮西邊亮。電源側需求踩下剎車，電網側獨立儲能成為資本布局的核心方向。2025年，電網側儲能引領市場增長，1~6月，電網側獨立儲能新增裝機8.34吉瓦，同比增長22%，占據電化學儲能新增總裝機的61%。

“在136號文出臺初期，市場曾擔憂它會沖擊儲能行業，但我們認為這恰恰是電網側儲能即將迎來大發展的信號。” 西北電力設計院有限公司電網工程公司總承包事業部設計總工程師劉國華分析道，“政策解綁了電源側的‘強制配儲’，卻解不開新能源高速發展下電網對穩定性、靈活性的迫切需求——這份沉重的擔子，必然要由電網側來承接。”

這一年的市場表現印證了劉國華的判斷。電源側“退潮”，電網側“接棒”，儲能增長規模并未萎縮。尤其是內蒙古、新疆等地陸續涌現多個百兆瓦級甚至吉瓦級的大型獨立儲能項目，成為今年新型儲能發展中的一個亮點。中電聯發布的《2025年上半年電化學儲能電站行業統計數據》顯示，今年1~6月，新增電站主要是百兆瓦級以上的大型電站，總裝機達10.27吉瓦，同比增長34%，裝機占比75.13%。截至6月，百兆瓦級以上的大型電站裝機占比由2021年的25%提升至67%，電化學儲能集中化、大型化發展趨勢明顯。

盡管新能源強制配儲要求的取消沖擊了獨立儲能收益，但對于容量電價的良好預期仍然引導著獨儲投資熱度。2025年，內蒙古針對納入自治區規劃的獨立新型儲能電站，按照放電量給予容量補償，補償標準為0.35元/千瓦時。高額的容量電價吸引了眾多投資商接踵而至，截至今年6月底，內蒙古自治區已動工獨立新型儲能電站項目34個，總裝機規模達1480萬千瓦。

但項目的“盛宴”之下，亂象已浮出水面。

　　儲能項目指標的“路條倒賣”是其中最突出的問題。部分投資者獲取項目備案后，并不實際投入建設，而是通過簽訂股份轉讓協議等方式變相倒賣項目指標，以此牟利，使得大量項目淪為“紙面項目”，影響了真正有能力、有長期運營意愿的投資者入場。

多位業內人士對儲能行業投機主義、短期主義之風盛行深感擔憂。“當前，儲能市場十分火熱，但與此同時必須清醒地看到潛在的風險。一些省份的儲能市場火了之后，各路‘神仙’一擁而上，迅速‘圈住’項目，但這里面真正愿意長期持有資產的投資方其實并不多。目前，儲能的投資方除了傳統能源企業，一些帶有金融屬性的資方也進入這個市場，這些資方更多追求的是短期套利。在短期資本的快速推動下裝機可能會迅速達到規劃目標，但實際上堅實的長期價值投資文化還沒有真正形成。這是當前儲能市場中的關鍵性弊病之一。

“從電力行業的角度而言，儲能是服務于新型電力系統的重要設施，是資金占用量大、運行周期長的長期資產，我們希望它本質上與變電站或發電廠等電力基礎設施一樣，具有一定的公用屬性和系統責任，其價值不在于短期套利，而在于全生命周期內提供穩定服務并實現可持續的合理回報。這是電力行業的本質需求與資本逐利在認知上存在的根本差異。”劉國華表示。

近期，內蒙古自治區能源局發布文件《關于規范獨立新型儲能電站管理有關事宜的通知》，明確要求納入自治區獨立新型儲能建設項目清單的獨立新型儲能電站，不得擅自變更建設內容，在項目建設期內和建成后2年內不得通過代持、隱性股東或交叉持股等方式改變項目股東持股比例，不得以出賣股份、資產租賃、分包、轉包等任何方式實質性變更投資主體。近日，內蒙古針對有關電網側獨立儲能示范項目倒賣項目指標的舉報進行調查，經查實后收回了相應儲能建設指標規模。山西、河北、山東等省份亦通過出臺相關政策規范儲能項目開展，杜絕部分投資者的“路條炒作”等擾亂市場秩序行為。

　　用戶側巨變

　　近期，四川省發改委、能源局、能監辦聯合下發了有關《四川2026年電力市場交易總體方案（征求意見稿），提出“零售用戶與售電公司應按照當年發布的合同模板簽訂《四川省售電公司與電力用戶購售電合同》，約定零售用戶各月分時段電量的交易價格、全年聯動價格比例、全年售電公司批零收益分享基準及分享比例等”。

《征求意見稿》的核心變化是將零售側的價格和時段變化交由市場決定。過去，在相對確定的分時電價之下，工商業儲能項目就像在一條設定好的跑道上賺錢，收益穩定可預測。該《征求意見稿》如果實施落地，則要求售電公司和用戶自行約定全年的分時段價格，這意味著峰谷電價差不再是“固定套餐”，而變成了“浮動市價”。（截至記者發稿，四川省發改委官網發布公告稱“零售用戶非現貨聯動電量按照現行分時電價政策執行”，給與了市場參與者一定的緩沖地帶）盡管只是征求意見稿，但對于習慣在行政分時電價下“穩定套利”的用戶側儲能來說，市場化的前哨已經吹響，需要做好未來走出“溫室”，面向市場的準備。“在現貨市場條件下，儲能的投資邏輯和運營邏輯都發生了根本性的轉變，需要緊跟市場需求，掌握供需關系，將‘市場’觀念貫穿電站運行、運營、運維全流程，一方面要做到降本，另一方面要做到增收，才能實現較好的收益。”華北電力大學教授鄭華表示。

業內人士建議，“表后儲能”的投資需要慎重決策。“隨著電力市場改革的推進，零售側取消分時電價，與批發側銜接，是遲早的事情，這意味著工商業儲能和獨立儲能一樣，需要在現貨市場中尋找套利機會。當二者站上同一起跑線，也立刻暴露出工商業儲能的固有劣勢。首先，是‘身份’問題。 獨立儲能是電力市場的獨立交易主體，擁有獨立身份。而工商業儲能是依附在用戶電表后的設施，本身沒有獨立身份，必須通過代理的售電公司才能參與市場交易，這在交易結算和策略靈活性上已先天不足。其次，是規模和成本問題。 獨立儲能項目投資動輒數億元，通過規模效應壓低了單位造價，在成本上也更具競爭力。此外，從運營效率上看，運營一個大型獨立儲能，遠比管理幾十個分散的、高成本的工商業項目要高效得多。如果價差套利完全基于現貨市場，那么獨立儲能在效率和成本上優勢明顯，大規模開發分散式工商業儲能的商業邏輯將受到嚴峻挑戰。”袁韓生表示。

近年來，“奔著價差去”的盈利模式讓工商業儲能市場迅速形成一片紅海，分時電價的任何風吹草動，都會引發工商業儲能收益的震蕩。當前，各地基于新能源裝機比例的不斷提高、供需形勢的復雜變化而調整分時電價，儲能充放電機遇大減。工商業儲能面臨的危機，并非一地一域的短期挑戰，而是整個電力系統在市場化與綠色轉型下深刻變革的必經之路。這要求企業超越對短期政策的依賴，從根本上完成一次面向未來、面向市場的系統性升級。

劉國華認為，未來儲能投資的圖景，將呈現“大航母”與“小船只”并存的多元格局。在電網的“主動脈”上，獨立儲能電站如同航母艦隊，承擔主要支撐和調節作用；而深入用戶側的“毛細血管”，則需分布式儲能等“小船”靈活響應，共同構建一個多層次、全覆蓋的靈活性體系。與此同時，工商業儲能需要告別過去依賴固定價差“閉眼投資”的粗放模式，轉而進入一個對潛在商業空間精準洞察、精耕細作的新階段。

今年，國家連續出臺綠電直連、零碳園區、新能源就地消納等政策，各地方亦出臺了具體的實施方案和申報細則。“產業+新能源+儲能”的一體化布局為用戶側儲能打開新的前景。“未來的挑戰與機遇并存，投資需要考慮市場供需變化、政策變化等邊界條件的波動帶來的影響，需要選擇市場機制成熟、政策穩定、市場供需清晰的地區投資。不論是源側、網側，還是荷側均有大量適合儲能的存量和新增應用場景，包括經典場景如傳統電源配儲、136號文下的新能源配儲、智能微電網和虛擬電廠等；新增場景中的一體化模式下的沙戈荒基地配儲、煤礦等荷側微電網配儲、綠電直連配儲等，細分市場中將涌現出不同的新模式、新業態。”鄭華分析道。

如何實現“建而有用”

　　截至2025年9月底，我國新型儲能裝機規模超過1億千瓦。龐大的裝機數據背后，是業內對其“作用發揮”的迫切追問。在政策驅動發展的時代下，“建而不用”是儲能揮之不去的陰影。如今，直面市場的儲能產業，亟需撕下這一標簽。

今年迎峰度夏期間，多地新型儲能已發揮正面作用。其中，江蘇、山東、云南先后開展全省新型儲能電站用電高峰期間集中調用，最大放電功率分別達714萬千瓦、804萬千瓦、474萬千瓦，調用同時率達到95%以上，發揮了重要的頂峰保供作用。

據媒體報道，江蘇省區域儲能調峰體系在今年迎峰度夏期間，累計調用儲能資源超1.4萬次；總充放電量突破25億千瓦時；最大調峰規模超1000萬千瓦。該系統將分散在全省的儲能資源有效聚合，集中調用全省超760萬千瓦新型儲能，科學調配373萬千瓦抽水蓄能，實現柔性控制，有效解決光伏發電量白天和傍晚波動劇烈，電網調峰壓力陡增的過山車式負荷問題。

江蘇省明確了專門的儲能充放電價格機制，以及最低調用次數要求，使儲能在負荷高峰期的充放電收益顯著高于非高峰時段，有效調動了儲能主體參與集中調用的積極性。此外，也有部分省份通過適度放寬現貨市場限價、拉大峰谷充放電價差等方式，提升了儲能在迎峰度夏期間的市場收益。儲能集中調用機制進一步強化了分布各地的儲能電站在負荷高峰時段參與調節的精準性，凝聚了更多主體的協同保供合力。

　　在湖北，新型儲能同樣發揮了重要作用。截至2025年6月底，湖北省新能源電源裝機容量達到5321萬千瓦，已成為省內第一大裝機電源。在去年湖北某一典型日的下午3點，新能源滲透率已達到75%，電力系統壓力可見一斑。2024年4月9日，湖北應城壓縮空氣儲能電站并網發電，自首次并網成功后，已圓滿完成湖北電網調度優化和2025年迎峰度夏保供電任務，并已投入2025年迎峰度冬電力保障工作。

“新型儲能建而不用、建而難用的情況十分普遍，但應城壓縮空氣儲能電站經過迎峰度夏和迎峰度冬的考驗，我們可以說它非常有用。有一個情況可以反向驗證這一點：在今年8月，該電站因為實施技術改造而停運三天，在這三天的時間里，孝感電網再次提出已經三、四年沒有啟動過的需求響應方案，雖然最終并未實施，但這‘虛驚一場’也可以說明該儲能電站對于支撐電網運行發揮了實實在在的作用。”國網湖北綜合能源公司總工程師王俊表示。

在新能源發展高地西北地區，其存量儲能以新能源配儲為主，其價值遠未激活。劉國華告訴記者，目前，西北儲能仍處于最低價PK之中，原材料漲價了，電芯不漲價，為什么？主要原因還是很多儲能實際上沒有在用，產品質量好壞難以判斷，所以只卷價格不卷質量。在這種低價中標的市場環境下，提價提質就意味著出局。

當前西北地區儲能調用率偏低，是多重因素疊加的結果：前端因為“為配而配”而采用了大量質量不達標的產品；后端則受制于市場機制與技術經濟性等因素。以調頻市場為例，該市場是一個“有限”市場，一些省份將調頻市場份額的50%留給火電，在剩下的市場份額中儲能競爭激烈。在技術層面則涉及系統安全的更深層考量——電網頻率穩定不僅需要快速響應，更依賴傳統火電的機械慣量。電化學儲能響應速度過快是一把“雙刃劍”，因此火儲聯調被視為一個更可控的方案。此外，經濟性仍是關鍵制約。在現貨市場中，當前“新能源+儲能”的綜合成本難以與火電抗衡。由于西北地區火電基本盤堅實而穩固，相比之下儲能競爭力仍有待提升。而傳統能源資源匱乏的沿海地區對儲能的使用則可圈可點。“一個很有意思的現象是，在沿海地區，儲能的EPC價格反而比西北地區更高，這是因為沿海地區一些獨立儲能真正用起來了，對質量的要求就開始提高了；西北的儲能規模存在‘虛高’的現象，真正能用的并不多，潮水退去方知誰在‘裸泳’，當西北儲能被真正用起來之后會淘汰一批，屆時才能真實評估西北儲能發揮的作用。”劉國華表示。

市場機制與產業自強雙向發力

　　為推動新型儲能在電力系統中真正“活起來”“用得好”，必須在市場機制優化與儲能修煉內功兩方面協同發力，讓政策引導與產業自強相互促進，共同激發其價值潛力。

“儲能具有四類價值：能量價值、調節價值、容量價值和環境價值。在現貨市場環境中，不同應用場景中的儲能價值會有不同體現，比如在大家熟知的火儲聯合中，儲能既可以提升火電的一次調頻、二次調頻等調節價值，亦可以通過配置熔鹽儲能、蓄熱等提升其電能量價值或非電能量價值。然而，在新能源配儲中，雖然配儲提升了新能源的能量價值、調節價值、容量價值和環境價值，但由于市場機制缺失、管理體系不暢等原因，導致其價值未能有效體現，甚至成為新能源企業的負擔。而在火電場景中，儲能則賺得盆滿缽滿。”鄭華指出。

“隨著新能源配建儲能‘強制捆綁’政策的解除，新能源‘靠天吃飯’的出力特性使其在市場競爭中相對處于劣勢、議價能力較弱。《行動方案》提出‘推動新能源+儲能作為聯合報價主體，一體化參與電能量市場’。該模式可通過新能源配建儲能或不同并網點的新能源與儲能聯營聯運的形式實現，借助儲能設施的調節能力，平抑新能源出力波動、提升電力供應穩定性，進而有效增強新能源項目的市場競爭力。”國網甘肅省電力公司新型電力系統研究院正高級工程師宋汶秦表示，“預計‘十五五’期間，‘新能源+儲能’聯合參與市場有望成為新型儲能的主要應用場景之一。”

宋汶秦進一步分析道，“新能源+儲能”作為聯合報價主體身份一體化參與市場時，需從兩方面重點發力：一方面，針對存量儲能中規模龐大的“配儲”部分，需協同增強自身運行管控水平，以及運維專業化能力，提升中長期市場簽約規模，優化現貨市場報價策略。此外，“配儲”能否轉為獨立儲能，需綜合評估改造成本及技術方案的可行性。

“另一方面，對于不同并網點的新能源與儲能，在參與市場前，雙方需充分結合新能源出力特性、儲能調節能力及節點電價等因素，系統分析聯合參與市場模式相較于傳統模式的經濟性差異，深入開展聯合主體盈利能力評估，確保實現合理收益。”宋汶秦強調，“當前甘肅省電力市場體系已日趨成熟，儲能企業的收益水平高度依賴市場化運營能力。因此，儲能企業亟需提升場站人員的運維能力，確保新型儲能響應能力、有效容量滿足市場的準入需求；同時進一步激發運營人員的積極性和市場敏銳度，基于電力市場供需變化、價格波動等動態信息，科學合理確定自身的充放電曲線，助力實現收益最大化。”

儲能的容量價值如何兌現，一直是市場中懸而未決的問題。此前，多數地區通過價格、租期指導的形式引導儲能獲取容量租賃收益，在新能源配儲松綁后，這一收益已經大幅降低。繼煤電之后，儲能能否獲得容量電價成為業內關注的焦點。

當前，我國多地已因地制宜開展容量電價機制探索。內蒙古、新疆針對獨立儲能建立了按放電量補償的容量機制；河北制定了獨立儲能容量電價；山東實施了包含儲能在內的發電側容量電價機制，甘肅、寧夏發布有關建立發電側容量電價機制的征求意見稿。

劉堅指出，在容量政策制定過程中，需要考慮增設容量補償對于推高用戶側電價的影響，特別是在當前裝機規模快速增長的階段，設計容量補償機制更需注重精準激勵，確保補償資金的高效利用，避免資源錯配。此外，不同于發電類資源，儲能普遍存在能量有限性的特點，如何準確量化其有效容量也存在計算方法和數據獲取方面的挑戰。各地容量資源的稀缺程度不同，新型儲能的容量電價政策理應因地制宜、按需施策。近中期，可優先采用政府主導的容量補償機制，為有效容量提供穩定收益，以培育早期市場、保障投資信心；長遠看，容量補償機制應向市場競價過渡，通過市場競爭進一步優化資源配置，降低社會綜合成本。

宋汶秦表示，新型儲能容量電價的落地實施，需保障各類主體合理權益，重點加強容量核定、執行考核、運行評估等核心環節的把控。“一是精準核定有效容量。統一鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣等不同技術路線新型儲能的核算標準，以實際放電性能、可靠性為核心依據，制定基于貢獻度的衡量標準。嚴格依據滿功率放電時長、額定功率等技術參數進行核算，確保申報容量的真實有效。二是建立有效容量考核機制，不定期開展有效容量檢測，針對有效容量未達到申報容量以及非計劃停運等情況，研究制定相應的容量電費扣減政策，以市場化手段引導享受補償的新型儲能主體切實履行電力安全支撐責任。三是健全成本監測與動態評估機制。持續跟蹤新型儲能項目實際運行成本數據，結合電力市場供需變化、技術迭代降本趨勢系統評估，動態優化補償標準，避免成本與補償出現脫節，確保公平性。”

原標題：直面市場挑戰 儲能如何規避“建而不用”
作者：張旭光 曾程 雷雨田
責任編輯：江蓬新
網頁編輯：蘇偉