中國儲能網訊：2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的136號文件明確，新能源發(fā)電項目不再強制要求配套建設儲能。這意味著，過去幾年支撐儲能高速增長的最重要政策基礎被抽走。
彼時，業(yè)內的主流判斷是：儲能裝機將明顯降速，項目投資熱情將迅速冷卻。然而，行至2025年結束，數據卻給出了一個幾乎完全相反的答案。
強制配儲取消，儲能卻迎來“裝機大年”
從2025年全年新增裝機數據來看，136號文并未讓儲能行業(yè)降溫，反而成為一個重要的分水嶺。
據CESA儲能應用分會產業(yè)數據庫初步統(tǒng)計，2025年，國內新型儲能新增裝機達58.6GW/175.3GWh，同比增長38%（功率）/60%（容量）。截至2025年年底，國內新型儲能累計裝機133.3GW/351.7GWh，同比增長78%（功率）/99%（容量）。
其中，2025年電網側獨立/共享儲能新增裝機規(guī)模達41.1GW/123.1GWh，占比70.11%（功率）/70.23%(容量)，同比增長56.23%（功率）/89.89%（容量）。電源側新增裝機12.4GW/38.5GWh，占比21.11%（功率）/21.79%(容量)，同比增長-8.1%（功率）/0.25%（容量）。用戶側儲能新增裝機規(guī)模為5.2GW/13.7GWh，占比8.78%（功率）/7.8%(容量)，同比增長92.89%（功率）/115.18%（容量）。
從國內各省份來看，2025年，內蒙古新型儲能新增裝機13.2GW/51.6GWh，容量占比為29.46%，領跑全國。新疆新增裝機6.9GW/25.9GWh，容量占比14.77%，位列全國第二；江蘇新增裝機4.1GW/12.2GWh，容量占比6.98%，居全國第三；甘肅新增裝機3.6GW/12.1GWh，容量占比6.9%，在全國排在第四。此外，云南新增裝機11.6GWh，河北、青海、山東、寧夏、廣東等省份新新增裝機均超過5GWh。
這些數據背后傳遞出的信號十分清晰，中國儲能行業(yè)的增長動力，正從“政策驅動”快速切換至“市場驅動”。過去，儲能更多是新能源項目的“附屬品”。電源側儲能作為必要成本，被納入風電、光伏項目的整體財務模型；電網側儲能則通過容量租賃、調峰考核等方式獲得相對確定的回報。
而在取消強制配儲之后，儲能電站正逐步以獨立經營主體的身份，直接面對電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量機制，開始“自負盈虧”，這意味著整個行業(yè)的商業(yè)邏輯、商業(yè)模式和投資主體結構都在發(fā)生深刻變化。
四大趨勢重塑儲能行業(yè)走向
從2025年取消強配后的行業(yè)實踐來看，中國儲能行業(yè)至少正在朝著四個趨勢發(fā)展。
趨勢一：源網側儲能，從“配套成本”走向“獨立資產”
在源網側，儲能收益結構正在被三大市場機制重塑。
電力現(xiàn)貨市場。截至2025年11月，全國省級電力現(xiàn)貨市場已基本實現(xiàn)全覆蓋。但“從無到有”并不意味著“成熟可用”。不同省份在出清周期、價格限值、儲能參與身份等方面差異巨大，直接決定了儲能的套利空間。
例如，山西在2025年將現(xiàn)貨市場出清周期從15分鐘壓縮至5分鐘后，儲能電站的響應價值顯著提升，疊加調頻市場開放，一些項目的度電綜合收益達到0.4—0.5元，內部收益率（IRR）升至15%—20%。
輔助服務市場。調峰、調頻、備用、爬坡等服務，是儲能技術優(yōu)勢最集中的領域。但目前，全國僅有部分省份建立了相對完整的輔助服務市場，且規(guī)則高度分散，收益高度依賴地方政策設計。
容量成本疏導機制。這是當前行業(yè)關注度最高、也是最具決定性的變量。在現(xiàn)貨和輔助服務收益仍存在波動的情況下，缺乏容量補償或容量電價，儲能投資難以形成穩(wěn)定預期。
目前，各地探索主要分為兩類路徑，一是容量補償，由發(fā)電側分攤；二是容量電價，通過系統(tǒng)運行費向用電側傳導。業(yè)內普遍認為，容量電價的可持續(xù)性更強，有望成為全國性推廣方向。不同機制下，獨立儲能項目的IRR差異可達數倍，直接影響資本流向。
趨勢二：用戶側儲能，峰谷價差不再是“安全墊”
用戶側儲能，尤其是工商業(yè)儲能，一直被視為市場化程度最高、商業(yè)邏輯最清晰的細分領域。但這一邏輯，正在發(fā)生根本動搖。
2025年，多地分時電價政策經歷高頻、劇烈調整。計價基數、峰谷時段、浮動比例乃至目錄電價規(guī)則均被重塑。以江蘇、浙江為代表的傳統(tǒng)“高收益區(qū)”，峰谷價差普遍縮小25%—30%，直接沖擊儲能項目測算模型。
更具標志性意義的是四川。其發(fā)布的電力市場方案，嘗試取消行政設定的固定峰谷差，讓電價完全由市場供需決定。盡管推進節(jié)奏有所放緩，但方向已經十分明確，分時電價將與電力現(xiàn)貨市場深度耦合。
在這一背景下，儲能企業(yè)不得不尋找新的收益來源，包括需求側響應、虛擬電廠、電力現(xiàn)貨交易等。但這些模式尚未完全跑通，短期內難以替代傳統(tǒng)價差套利。
趨勢三：新型電力系統(tǒng)，需要多少靈活性資源？
決定儲能行業(yè)長期規(guī)模的，并非短期政策，而是以風光為主體的新型電力系統(tǒng)，對靈活性調節(jié)資源的真實需求。到2030年，中國風光裝機預計超過28億千瓦。隨著“沙戈荒”大基地等外送新能源項目增多，部分項目的配儲比例已提高至40%，顯著高于市場普遍假設的10%—20%。
電力規(guī)劃總院有限公司黨委書記、總經理胡明指出，為滿足2030年全國13萬億千瓦時以上用電需求，促進28億—30億千瓦時左右新能源消納，預計“十五五”時期，中國新型儲能裝機規(guī)模有望達3億千瓦。
趨勢四：投資主體更替，第三方力量崛起
2025年10月，一個具有標志性意義的變化出現(xiàn)，即第三方企業(yè)投資的源網側儲能投運規(guī)模，占比首次超過央企。其背后的主要因素，一方面是央企在“十四五”目標完成后的階段性收縮，另一方面則是市場化資本對儲能盈利模型的重新評估。
與此同時，在用戶側，高耗能企業(yè)正迅速成為儲能投資的主力軍。冶金、化工、紡織、電解鋁、數據中心等行業(yè)，將儲能視為兼具能源管理、成本控制和碳資產屬性的戰(zhàn)略性資產。在光儲成本持續(xù)下降的背景下，自建光儲系統(tǒng)的度電成本已接近甚至低于燃煤標桿電價，這使得儲能不再只是“節(jié)能工具”，而是可以直接參與企業(yè)核心競爭力構建。
中國儲能已進入新周期
過去幾年，中國儲能的高速增長，建立在新能源強制配儲的制度紅利之上。這種模式的本質，是以行政力量替市場完成需求創(chuàng)造。當這層“外力”退場，真正留下來的項目，必須在現(xiàn)貨價格波動、輔助服務競爭和容量價值博弈中證明自身存在的合理性。中國儲能，終究要靠市場站穩(wěn)腳跟。
今天，超175GWh的2025全年新增裝機數據已經給出明確答案：儲能沒有退潮，而是換了一種生長方式。裝機繼續(xù)增長，但結構發(fā)生轉向；項目仍在上馬，但收益邏輯更為復雜；資本并未撤離，只是變得更加挑剔。
這意味著，中國儲能行業(yè)正在完成一次關鍵躍遷，逐步從“被動配套”走向“主動配置”，從“政策拉動”走向“市場定價”，從“裝機競賽”走向“運營與服務能力比拼”。
當儲能項目真正成為新型電力系統(tǒng)中可被定價、可被調度、可被長期持有的核心調節(jié)資源時，才能在電力市場中發(fā)揮更大的服務價值并獲得價值回報，才能激勵投資者信心，形成適用于不同應用場景的商業(yè)化運營模式，從而更好推動中國儲能產業(yè)實現(xiàn)可持續(xù)的規(guī)?；l(fā)展，并進入一個更成熟、也更具全球競爭力的新周期。
