中國儲能網(wǎng)訊：從2020年的不足300萬千瓦，到2025年10月的超1億千瓦，中國儲能裝機規(guī)模（不含抽水蓄能）在五年間增長了超過30倍。
2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布136號文，取消了新能源發(fā)電項目強制配套儲能建設(shè)的規(guī)定，業(yè)內(nèi)一度因此產(chǎn)生悲觀情緒。但行至年底，儲能建設(shè)的熱情并未出現(xiàn)預(yù)期中的下降，儲能項目的招標規(guī)模反而出現(xiàn)爆發(fā)式增長。2025年頭十個月的招標量（372.5GWh），就是2024年（171.4GWh）的2.2倍，2023年（112.6GWh）的3.3倍。儲能項目的建設(shè)周期一般為12個-24個月，這意味著未來一兩年的投運量將三位數(shù)增長。
這背后的邏輯，是儲能行業(yè)的增長動力已迅速從政策驅(qū)動變成市場驅(qū)動。更換增長引擎之后，儲能行業(yè)的商業(yè)邏輯、商業(yè)模式都在發(fā)生變化。主要的變量有四個。
第一，過去電源側(cè)儲能作為必要成本項計入新能源項目整體財務(wù)模型，電網(wǎng)側(cè)儲能可憑借容量租賃獲得固定收益。而現(xiàn)在，儲能電站作為獨立主體，需要在仍在完善中的電力現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場中尋找盈利點，容量補償和容量電價成為關(guān)鍵變量。
第二，用戶側(cè)儲能現(xiàn)行商業(yè)模式所仰賴的分時電價峰谷差，正在多地經(jīng)歷頻繁且劇烈的調(diào)整：計費基數(shù)、峰谷時段和價差幅度都在變動。儲能投資熱土江蘇和浙江，分時電價差都在縮小，這直接影響儲能投資收益。四川出臺的征求意見方案更試圖一步到位取消行政定價，讓電價完全由市場供求決定。當穩(wěn)定的電價差收益變得不穩(wěn)定之后，儲能企業(yè)就必須探索分時電價價差套利之外的收益模式，包括參與需求側(cè)響應(yīng)、虛擬電廠和電力現(xiàn)貨市場交易等，這是新課題、新挑戰(zhàn)、新機遇。
第三，決定儲能行業(yè)規(guī)模的，是以風(fēng)光電為主體的新型電力系統(tǒng)需要多大規(guī)模的靈活性調(diào)節(jié)資源。新能源進入電力市場的速度，決定了對調(diào)節(jié)資源的需求，新型儲能與煤電、氣電、抽水蓄能等傳統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻資源相比是否有競爭力，決定了儲能在調(diào)節(jié)資源中的份額。
第四，儲能行業(yè)投資主體的變化。以往的主力軍是以“五大六小”發(fā)電集團和“兩網(wǎng)兩建”為代表的央企，以及地方能源國企。2025年10月，第三方企業(yè)投資的儲能投運規(guī)模占比過半，罕見地超過了央企。這其中，來自高耗能行業(yè)的企業(yè)爭當儲能業(yè)主，尤其引人注目。
這四個變量，共同決定了中國儲能行業(yè)的未來之路。
▌三大市場機制重塑源網(wǎng)側(cè)儲能投資
儲能按照并網(wǎng)位置分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。其中，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的儲能因為功率和容量多為兆瓦級以上，占總裝機容量的九成以上。電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則如何設(shè)定、輔助服務(wù)市場如何完善、容量成本疏導(dǎo)機制如何建立，這三點直接影響儲能項目投資回報。
電力現(xiàn)貨市場方面，2025年11月，中國省級電力現(xiàn)貨市場已實現(xiàn)基本全覆蓋，提前約兩個月完成年初國家發(fā)展改革委制定的目標。雖然市場實現(xiàn)了“從無到有”，但是“質(zhì)量”參差不齊。比如，價格限值和二次限價的規(guī)則、以多長時間為交易節(jié)點、儲能作為新型經(jīng)營主體是以發(fā)電側(cè)還是用戶側(cè)身份參與交易等差異，都會影響到儲能從現(xiàn)貨市場可獲得的收益。
輔助服務(wù)市場主要提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用、爬坡四類服務(wù)。截至2025年5月，全國共有16個省建立調(diào)峰市場、15個省建立調(diào)頻市場、2個省建立爬坡市場。輔助服務(wù)市場如何完善，目前中央層面沒有統(tǒng)一部署，原則上由各地自行決定。其中，與現(xiàn)貨市場的銜接程度、服務(wù)品種的數(shù)量、服務(wù)費用分攤方式等因素，都會影響到儲能的收益。
以山西為例，2025年3月山西輔助服務(wù)市場開放調(diào)頻服務(wù)市場以后，一些儲能電站每度電的綜合充放收益躍升至0.4元到0.5元，項目內(nèi)部收益率（IRR）高至15%到20%。2025年11月，山西省電力現(xiàn)貨市場出清周期由15分鐘調(diào)整為5分鐘，儲能電站的收益進一步提升。
容量成本疏導(dǎo)機制關(guān)注度最高。目前各省電力市場建設(shè)進程不一，源網(wǎng)側(cè)儲能套利空間有限且波動性大，在缺乏容量成本疏導(dǎo)機制的情況下，儲能投資難以確保回收成本。目前，數(shù)個省份出臺的容量成本疏導(dǎo)機制分為兩類：容量補償和容量電價。區(qū)別在于，補償成本是由發(fā)電企業(yè)分攤，電價成本則傳導(dǎo)給以工商業(yè)為主的電力用戶，納入系統(tǒng)運行費，由電網(wǎng)公司代收。業(yè)內(nèi)認為，容量電價的思路更可行，有可能從明年開始落地推廣。
中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）副秘書長李臻認為，目前國家層面尚未出臺關(guān)于新型儲能容量成本疏導(dǎo)的相關(guān)政策。無論是從保障系統(tǒng)容量充裕度還是從穩(wěn)定投資者信心的角度，未來都需要統(tǒng)籌考慮各類調(diào)節(jié)資源的容量需求，在國家電價政策的整體框架下，研究合理的容量補償機制。至于補償?shù)膬r格和方式，這與各地的新能源建設(shè)規(guī)模、可調(diào)節(jié)資源豐富程度、電價可承受水平等情況有關(guān)，難以一概而論。
中信建投朱玥團隊測算，內(nèi)蒙古提出2025年容量補償標準為0.35元/kWh，河北推出的容量電價標準則是100元/kW，以100MW/400MWh的儲能容量計算，河北模式和內(nèi)蒙古模式的獨立儲能電站IRR分別達到6.2%和14.8%。這高于大型國企項目投資原則上不低于6%到8%的要求。
現(xiàn)階段各省給出的容量成本補償標準并不固定。根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局2025年11月中旬下發(fā)的通知，2026年度獨立儲能向公共電網(wǎng)釋放電量，補償標準為0.28元/kWh，較2025年度下降了20%。另外，通知還明確了原則上日內(nèi)全容量充電次數(shù)不得超過1.5次，為獨立儲能電站可獲得的容量補償設(shè)定了上限，未來補償標準還將一年一定。其他省份也有類似規(guī)定。
▌工商業(yè)儲能：峰谷電價差不再能保證投資收益
用戶側(cè)儲能分為工商業(yè)儲能和戶用儲能，國內(nèi)市場工商業(yè)儲能絕對主導(dǎo)。用戶側(cè)儲能目前在中國儲能裝機容量中所占比例僅為一成，但其貼近終端用戶，增長潛力高，吸引了眾多社會投資主體。
“市場化程度高”是用戶側(cè)儲能的標簽，其商業(yè)模式基于市場供需而非政策強制，各環(huán)節(jié)參與者充分競爭，形成了高度市場化的生態(tài)。但本質(zhì)上，用戶側(cè)儲能依賴峰谷價差套利，而價差大小是行政定價，并非市場實時形成，其穩(wěn)定性也取決于政策。
2025年的分時電價政策，多地都經(jīng)歷了頻繁且劇烈的調(diào)整，從計價基數(shù)、峰谷時段到價差比例，乃至目錄電價的定價規(guī)則，這徹底打破了投資者以往的商業(yè)模型，也改寫了投資者對投資目的地的評價。安徽、河南等省受益于峰谷價差拉大而被視為新興市場，過去的主力投資區(qū)如江蘇和浙江，項目經(jīng)濟性受到?jīng)_擊。
2025年6月，江蘇執(zhí)行新規(guī)，全面調(diào)整分時電價。上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)運行費用、電度輸配電價、政府性基金及附加原本都屬于分時電價浮動對象，調(diào)整后都排除在外。以電網(wǎng)代購電價格初步估算，江蘇新政前后的峰谷價差從0.85元/kWh左右降到0.65元/kWh左右，平谷價差將從約0.37元/kWh降到0.28元/kWh，下降幅度約25%。
2025年10月，浙江發(fā)布征求意見稿，同樣對工商業(yè)分時電價計價基礎(chǔ)做出調(diào)整，不再將輸配電價和政府性基金及附加作為浮動對象。同時將午間低谷時段延長1小時，并調(diào)整了浮動比例。以國網(wǎng)浙江今年9月大工業(yè)電價測算，儲能項目加權(quán)電價價差約從0.83元/kWh降至0.60元/kWh，降幅約28.5%。
2025年10月當月，江蘇、浙江、廣東三省合計新增儲能項目430個，同比下降41%。其中，江蘇同比下降36%，浙江同比下降64%。這三個省份此前長期被視為用戶側(cè)儲能投資回報率最高的市場，也是備案項目數(shù)量最多、備案容量最高的地區(qū)。
各地之所以頻繁調(diào)整分時電價，是想根據(jù)電力市場反饋的價格信號來及時調(diào)節(jié)供需關(guān)系。而影響市場價格的主要變量在于新能源的接入規(guī)模、大工業(yè)用戶電氣化提升程度及其用電時段特性。這種調(diào)整也在很多地區(qū)客觀上起到了降低整體電價的作用。
江浙是通過加快行政調(diào)價頻率來引導(dǎo)市場供求，四川省走得更遠，試圖取消行政定價，一步到位由市場定價。2025年11月18日，四川省發(fā)布《2026年電力市場交易總體方案（征求意見稿）》，明確除夏季高溫時段外，零售企業(yè)可與用戶根據(jù)批發(fā)市場價格信號協(xié)商簽訂分時電價合同。這一做法打破了傳統(tǒng)固定峰谷差的價格保險，讓市場供需關(guān)系成為電價的決定因素，被業(yè)內(nèi)視為一步到位的電價改革。盡管2025年12月1日四川省能源局發(fā)文稱“采納相關(guān)意見，零售用戶非現(xiàn)貨聯(lián)動電量按照現(xiàn)行分時電價政策執(zhí)行”，預(yù)示推進節(jié)奏放緩，但從中仍可看出，電價與電力現(xiàn)貨市場的高度銜接，將是未來的方向。
目前，市場投資者和運營商正在探索傳統(tǒng)分時電價峰谷套利之外的其他收益途徑，包括參與需求側(cè)響應(yīng)、虛擬電廠和電力現(xiàn)貨市場等，但是由于配套政策的出臺仍需時間、商業(yè)模式尚未形成閉環(huán)，實質(zhì)性進展較少。
▌新型儲能能否成為主力調(diào)節(jié)資源
完善電力市場交易機制對儲能行業(yè)發(fā)展意義重大，但決定儲能行業(yè)規(guī)模的，是以風(fēng)光電為主體的新型電力系統(tǒng)需要多大規(guī)模的靈活性調(diào)節(jié)資源。缺口的大小和緊迫性，決定了儲能行業(yè)的發(fā)展節(jié)奏。
中金研究院2025年9月發(fā)布的研報測算，未來五年國內(nèi)將新增11.7億千瓦非化石能源電力裝機。到2030年，風(fēng)光累計裝機量將達到28億千瓦以上，電力系統(tǒng)的靈活性成為可再生能源并網(wǎng)消納的關(guān)鍵因素。
“十五五”期間，電力系統(tǒng)靈活性主要靠煤電靈活性改造、新型儲能、抽水蓄能和需求響應(yīng)等手段來實現(xiàn)。
煤電的定位已由主體電源向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。根據(jù)《關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知》，“十四五”期間煤電靈活性改造的規(guī)模達到2億千瓦，預(yù)計“十五五”將在3億千瓦左右，按平均增加20%的調(diào)峰能力估算，相當于釋放了60GW的靈活性調(diào)節(jié)空間。
除了確?？煽康幕痣娙萘?，還需要發(fā)展抽水蓄能、新型儲能等可調(diào)度裝機以滿足靈活調(diào)峰需求。相比電化學(xué)儲能，現(xiàn)階段抽水蓄能技術(shù)更為成熟，平準化度電成本（LCOE）更低。因此，“十五五”期間抽水蓄能建設(shè)仍將處于高峰期。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，到2030年抽蓄總規(guī)模將達1.2億千瓦左右，這意味著“十五五”期間還將新增58GW抽蓄裝機。
盡管從數(shù)值來看，儲能裝機的理論缺口和預(yù)期規(guī)模相對穩(wěn)定，但這種缺口未必能及時轉(zhuǎn)化為市場投資。其傳導(dǎo)效率取決于有無有效的市場機制?；谶@一原則，還有三個變量會影響儲能行業(yè)的發(fā)展速度。
一是新能源新增裝機量。受136號文影響，2025年三季度風(fēng)電和光伏的裝機量同比分別下降30%、55%，環(huán)比降幅更大。
二是存量新能源進入電力市場的速度。2025年5月31日以前投產(chǎn)的新能源將逐漸進入電力市場，但各地時間表尚未完全公布。
三是新能源的配儲比例。多數(shù)機構(gòu)在預(yù)測時按照新能源裝機的10%到20%測算配儲需求。自然資源保護協(xié)會能源轉(zhuǎn)型項目高級主管黃輝發(fā)現(xiàn)，隨著大基地外送新能源增多，新型儲能的應(yīng)用空間有望進一步擴大。以近期啟動的內(nèi)蒙古庫布齊沙漠中北部“沙戈荒”新能源大基地為例，配儲比重已達40%。
▌第三方力量加入儲能投資
儲能以往的投資主力是能源央企和地方能源國企。2025年10月，福光新能源等民營發(fā)電企業(yè)、精控能源等新能源制造企業(yè)等第三方企業(yè)投資的項目，在新增的源網(wǎng)側(cè)儲能裝機中的比例罕見過半。與之對照，“五大六小”央企發(fā)電集團的投資占比從9月的41%降至10月的31%。
這是一個重要信號，說明無論是源網(wǎng)側(cè)儲能還是用戶側(cè)儲能，投資主體都顯示出新舊交替、主力反轉(zhuǎn)的跡象。
“國家隊”投資收縮有兩個重要原因。一是它們中的絕大多數(shù)“十四五”清潔能源裝機目標已經(jīng)基本完成或超額完成，再加上政策不再要求強制配儲，儲能作為配套投資自然回落。二是今后儲能收益的不確定性大大增強，格外倚重當?shù)仉娏κ袌龅某墒於?，倚重項目運營及交易能力，因此國企對儲能項目的審批會更加慎重。
目前“十四五”的任務(wù)已經(jīng)完成，“十五五”的任務(wù)尚未下達，在這個窗口期，“國家隊”的保守態(tài)度為第三方企業(yè)騰出了更大空間。
第三方企業(yè)擴大投資的動力如下：一是儲能系統(tǒng)的成本下降明顯，目前儲能電站的單位造價普遍降至1元/Wh以內(nèi)，這與大容量電芯的推廣、碳酸鋰等關(guān)鍵原材料價格大幅下降以及頭部企業(yè)擴產(chǎn)帶來的規(guī)模效應(yīng)有關(guān)。二是多省出臺容量補償和容量電價機制，結(jié)合電力現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場，投資回報率相對可觀。三是看好儲能市場前景，提前布局。
北京熙誠能源投資有限公司項目開發(fā)部負責人李冬介紹說，前幾年他所在的公司長期專注儲能產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)的股權(quán)融資，現(xiàn)在工作重心轉(zhuǎn)向?qū)ひ拑?yōu)質(zhì)儲能電站投資項目，因為很多區(qū)域的儲能電站已頗具經(jīng)濟性。而顧慮在于，一是這一輪電力市場化改革起步不久，多數(shù)電站缺乏可參考的連續(xù)運營數(shù)據(jù)。二是缺乏可信賴的資源方承擔類似擔保方責任，投資風(fēng)險相對較高。但超前投資仍是必要的?！暗鹊剿腥硕寄芸辞?，要么競爭過于激烈、代價過高，要么階段性紅利已經(jīng)被吃完了?！?/span>
在用戶側(cè)儲能，高耗能企業(yè)逐漸成為業(yè)主中的絕對主力。2025年9月，冶金、化工、紡織等高耗能企業(yè)作為業(yè)主的裝機規(guī)模占工商業(yè)儲能總裝機的比例為73%，較2025年7月提高了33個百分點。
結(jié)合李臻、黃輝及多位行業(yè)人士的分析來看，高耗能企業(yè)的投資儲能熱情提振，既有外力也有內(nèi)因。
從企業(yè)外部來看，要求高耗能行業(yè)更多使用綠電的壓力逐步加大。盡管它們可以通過購買綠證（GEC）或是與綠色電力發(fā)電方簽訂電力購銷協(xié)議（PPA）來達成，而不是必須自建光伏和儲能電站，但是前兩種方案均有弊端。GEC的價格不確定性較高，且在國內(nèi)跨省的流動性和國際市場的認可度不高。PPA要求提前鎖定購電量，但高耗能企業(yè)的生產(chǎn)用電存在波動，為提高綠電消納比例，也要利用儲能削峰填谷。
廣發(fā)證券測算，以中國目前光伏EPC造價2.8元/W、儲能0.8元/W來測算，在40%配儲比例+4小時放電的配儲條件下，自建光儲的度電成本為0.26元-0.326元/kWh，約等于燃煤標桿電價。這在光照資源豐富的地區(qū)成本優(yōu)勢明顯，刺激了高耗能行業(yè)的儲能投資。
從企業(yè)內(nèi)部來看，配置儲能可通過削峰填谷降低最大需電量，幫助采用“最大需量計費”的高耗能企業(yè)減少兩部制電價中的基礎(chǔ)電費，同時降低電網(wǎng)高峰時段的負荷占用，且有助于其獲得更多碳排放配額。
對電解鋁、數(shù)據(jù)中心等高耗能行業(yè)而言，儲能正在成為一種戰(zhàn)略性新型資產(chǎn)。除了幫助企業(yè)履行綠電消納責任、應(yīng)對產(chǎn)品碳足跡核查、規(guī)避因碳排放引發(fā)的額外開支和減產(chǎn)風(fēng)險，儲能電站作為優(yōu)質(zhì)固定資產(chǎn)，還能創(chuàng)造持續(xù)的運營收益，進而增強企業(yè)財務(wù)信用。
