2025年10月，山东最大工商业储能项目华勤绿能储能项目并网，帮助提高园区分布式光伏消纳，降低电费
增长动力迅速从政策驱动变成市场驱动之后，四个变量共同决定了中国储能行业的未来之路
从2020年的不足300万千瓦，到2025年10月的超1亿千瓦，中国储能装机规模（不含抽水蓄能）在五年间增长了超过30倍。
2025年2月，国家发展改革委、国家能源局发布136号文，取消了新能源发电项目强制配套储能建设的规定，业内一度因此产生悲观情绪。但行至年底，储能建设的热情并未出现预期中的下降，储能项目的招标规模反而出现爆发式增长。2025年头十个月的招标量（372.5GWh），就是2024年（171.4GWh）的2.2倍，2023年（112.6GWh）的3.3倍。储能项目的建设周期一般为12个-24个月，这意味着未来一两年的投运量将三位数增长。
这背后的逻辑，是储能行业的增长动力已迅速从政策驱动变成市场驱动。更换增长引擎之后，储能行业的商业逻辑、商业模式都在发生变化。主要的变量有四个。
第一，过去电源侧储能作为必要成本项计入新能源项目整体财务模型，电网侧储能可凭借容量租赁获得固定收益。而现在，储能电站作为独立主体，需要在仍在完善中的电力现货、辅助服务市场中寻找盈利点，容量补偿和容量电价成为关键变量。
第二，用户侧储能现行商业模式所仰赖的分时电价峰谷差，正在多地经历频繁且剧烈的调整：计费基数、峰谷时段和价差幅度都在变动。储能投资热土江苏和浙江，分时电价差都在缩小，这直接影响储能投资收益。四川出台的征求意见方案更试图一步到位取消行政定价，让电价完全由市场供求决定。当稳定的电价差收益变得不稳定之后，储能企业就必须探索分时电价价差套利之外的收益模式，包括参与需求侧响应、虚拟电厂和电力现货市场交易等，这是新课题、新挑战、新机遇。
第三，决定储能行业规模的，是以风光电为主体的新型电力系统需要多大规模的灵活性调节资源。新能源进入电力市场的速度，决定了对调节资源的需求，新型储能与煤电、气电、抽水蓄能等传统调峰调频资源相比是否有竞争力，决定了储能在调节资源中的份额。
第四，储能行业投资主体的变化。以往的主力军是以“五大六小”发电集团和“两网两建”为代表的央企，以及地方能源国企。2025年10月，第三方企业投资的储能投运规模占比过半，罕见地超过了央企。这其中，来自高耗能行业的企业争当储能业主，尤其引人注目。
储能按照并网位置分为电源侧、电网侧和用户侧。其中，电源侧和电网侧的储能因为功率和容量多为兆瓦级以上，占总装机容量的九成以上。电力现货市场交易规则如何设定、辅助服务市场如何完善、容量成本疏导机制如何建立，这三点直接影响储能项目投资回报。
电力现货市场方面，2025年11月，中国省级电力现货市场已实现基本全覆盖，提前约两个月完成年初国家发展改革委制定的目标。虽然市场实现了“从无到有”，但是“质量”参差不齐。比如，价格限值和二次限价的规则、以多长时间为交易节点、储能作为新型经营主体是以发电侧还是用户侧身份参与交易等差异，都会影响到储能从现货市场可获得的收益。
辅助服务市场主要提供调峰、调频、备用、爬坡四类服务。截至2025年5月，全国共有16个省建立调峰市场、15个省建立调频市场、2个省建立爬坡市场。辅助服务市场如何完善，目前中央层面没有统一部署，原则上由各地自行决定。其中，与现货市场的衔接程度、服务品种的数量、服务费用分摊方式等因素，都会影响到储能的收益。
以山西为例，2025年3月山西辅助服务市场开放调频服务市场以后，一些储能电站每度电的综合充放收益跃升至0.4元到0.5元，项目内部收益率（IRR）高至15%到20%。2025年11月，山西省电力现货市场出清周期由15分钟调整为5分钟，储能电站的收益进一步提升。
容量成本疏导机制关注度最高。目前各省电力市场建设进程不一，源网侧储能套利空间有限且波动性大，在缺乏容量成本疏导机制的情况下，储能投资难以确保回收成本。目前，数个省份出台的容量成本疏导机制分为两类：容量补偿和容量电价。区别在于，补偿成本是由发电企业分摊，电价成本则传导给以工商业为主的电力用户，纳入系统运行费，由电网公司代收。业内认为，容量电价的思路更可行，有可能从明年开始落地推广。
中关村储能产业技术联盟（CNESA）副秘书长李臻认为，目前国家层面尚未出台关于新型储能容量成本疏导的相关政策。无论是从保障系统容量充裕度还是从稳定投资者信心的角度，未来都需要统筹考虑各类调节资源的容量需求，在国家电价政策的整体框架下，研究合理的容量补偿机制。至于补偿的价格和方式，这与各地的新能源建设规模、可调节资源丰富程度、电价可承受水平等情况有关，难以一概而论。
中信建投朱玥团队测算，内蒙古提出2025年容量补偿标准为0.35元/kWh，河北推出的容量电价标准则是100元/kW，以100MW/400MWh的储能容量计算，河北模式和内蒙古模式的独立储能电站IRR分别达到6.2%和14.8%。这高于大型国企项目投资原则上不低于6%到8%的要求。
现阶段各省给出的容量成本补偿标准并不固定。根据内蒙古自治区能源局2025年11月中旬下发的通知，2026年度独立储能向公共电网释放电量，补偿标准为0.28元/kWh，较2025年度下降了20%。另外，通知还明确了原则上日内全容量充电次数不得超过1.5次，为独立储能电站可获得的容量补偿设定了上限，未来补偿标准还将一年一定。其他省份也有类似规定。
用户侧储能分为工商业储能和户用储能，国内市场工商业储能绝对主导。用户侧储能目前在中国储能装机容量中所占比例仅为一成，但其贴近终端用户，增长潜力高，吸引了众多社会投资主体。
“市场化程度高”是用户侧储能的标签，其商业模式基于市场供需而非政策强制，各环节参与者充分竞争，形成了高度市场化的生态。但本质上，用户侧储能依赖峰谷价差套利，而价差大小是行政定价，并非市场实时形成，其稳定性也取决于政策。
2025年的分时电价政策，多地都经历了频繁且剧烈的调整，从计价基数、峰谷时段到价差比例，乃至目录电价的定价规则，这彻底打破了投资者以往的商业模型，也改写了投资者对投资目的地的评价。安徽、河南等省受益于峰谷价差拉大而被视为新兴市场，过去的主力投资区如江苏和浙江，项目经济性受到冲击。
2025年6月，江苏执行新规，全面调整分时电价。上网环节线损费用、系统运行费用、电度输配电价、政府性基金及附加原本都属于分时电价浮动对象，调整后都排除在外。以电网代购电价格初步估算，江苏新政前后的峰谷价差从0.85元/kWh左右降到0.65元/kWh左右，平谷价差将从约0.37元/kWh降到0.28元/kWh，下降幅度约25%。
2025年10月，浙江发布征求意见稿，同样对工商业分时电价计价基础做出调整，不再将输配电价和政府性基金及附加作为浮动对象。同时将午间低谷时段延长1小时，并调整了浮动比例。以国网浙江今年9月大工业电价测算，储能项目加权电价价差约从0.83元/kWh降至0.60元/kWh，降幅约28.5%。
2025年10月当月，江苏、浙江、广东三省合计新增储能项目430个，同比下降41%。其中，江苏同比下降36%，浙江同比下降64%。这三个省份此前长期被视为用户侧储能投资回报率最高的市场，也是备案项目数量最多、备案容量最高的地区。
各地之所以频繁调整分时电价，是想根据电力市场反馈的价格信号来及时调节供需关系。而影响市场价格的主要变量在于新能源的接入规模、大工业用户电气化提升程度及其用电时段特性。这种调整也在很多地区客观上起到了降低整体电价的作用。
江浙是通过加快行政调价频率来引导市场供求，四川省走得更远，试图取消行政定价，一步到位由市场定价。2025年11月18日，四川省发布《2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》，明确除夏季高温时段外，零售企业可与用户根据批发市场价格信号协商签订分时电价合同。这一做法打破了传统固定峰谷差的价格保险，让市场供需关系成为电价的决定因素，被业内视为一步到位的电价改革。尽管2025年12月1日四川省能源局发文称“采纳相关意见，零售用户非现货联动电量按照现行分时电价政策执行”，预示推进节奏放缓，但从中仍可看出，电价与电力现货市场的高度衔接，将是未来的方向。
目前，市场投资者和运营商正在探索传统分时电价峰谷套利之外的其他收益途径，包括参与需求侧响应、虚拟电厂和电力现货市场等，但是由于配套政策的出台仍需时间、商业模式尚未形成闭环，实质性进展较少。
完善电力市场交易机制对储能行业发展意义重大，但决定储能行业规模的，是以风光电为主体的新型电力系统需要多大规模的灵活性调节资源。缺口的大小和紧迫性，决定了储能行业的发展节奏。
中金研究院2025年9月发布的研报测算，未来五年国内将新增11.7亿千瓦非化石能源电力装机。到2030年，风光累计装机量将达到28亿千瓦以上，电力系统的灵活性成为可再生能源并网消纳的关键因素。
“十五五”期间，电力系统灵活性主要靠煤电灵活性改造、新型储能、抽水蓄能和需求响应等手段来实现。
煤电的定位已由主体电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。根据《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，“十四五”期间煤电灵活性改造的规模达到2亿千瓦，预计“十五五”将在3亿千瓦左右，按平均增加20%的调峰能力估算，相当于释放了60GW的灵活性调节空间。
除了确保可靠的火电容量，还需要发展抽水蓄能、新型储能等可调度装机以满足灵活调峰需求。相比电化学储能，现阶段抽水蓄能技术更为成熟，平准化度电成本（LCOE）更低。因此，“十五五”期间抽水蓄能建设仍将处于高峰期。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2030年抽蓄总规模将达1.2亿千瓦左右，这意味着“十五五”期间还将新增58GW抽蓄装机。
尽管从数值来看，储能装机的理论缺口和预期规模相对稳定，但这种缺口未必能及时转化为市场投资。其传导效率取决于有无有效的市场机制。基于这一原则，还有三个变量会影响储能行业的发展速度。
一是新能源新增装机量。受136号文影响，2025年三季度风电和光伏的装机量同比分别下降30%、55%，环比降幅更大。
二是存量新能源进入电力市场的速度。2025年5月31日以前投产的新能源将逐渐进入电力市场，但各地时间表尚未完全公布。
三是新能源的配储比例。多数机构在预测时按照新能源装机的10%到20%测算配储需求。自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉发现，随着大基地外送新能源增多，新型储能的应用空间有望进一步扩大。以近期启动的内蒙古库布齐沙漠中北部“沙戈荒”新能源大基地为例，配储比重已达40%。
储能以往的投资主力是能源央企和地方能源国企。2025年10月，福光新能源等民营发电企业、精控能源等新能源制造企业等第三方企业投资的项目，在新增的源网侧储能装机中的比例罕见过半。与之对照，“五大六小”央企发电集团的投资占比从9月的41%降至10月的31%。
这是一个重要信号，说明无论是源网侧储能还是用户侧储能，投资主体都显示出新旧交替、主力反转的迹象。
“国家队”投资收缩有两个重要原因。一是它们中的绝大多数“十四五”清洁能源装机目标已经基本完成或超额完成，再加上政策不再要求强制配储，储能作为配套投资自然回落。二是今后储能收益的不确定性大大增强，格外倚重当地电力市场的成熟度，倚重项目运营及交易能力，因此国企对储能项目的审批会更加慎重。
目前“十四五”的任务已经完成，“十五五”的任务尚未下达，在这个窗口期，“国家队”的保守态度为第三方企业腾出了更大空间。
第三方企业扩大投资的动力如下：一是储能系统的成本下降明显，目前储能电站的单位造价普遍降至1元/Wh以内，这与大容量电芯的推广、碳酸锂等关键原材料价格大幅下降以及头部企业扩产带来的规模效应有关。二是多省出台容量补偿和容量电价机制，结合电力现货和辅助服务市场，投资回报率相对可观。三是看好储能市场前景，提前布局。
北京熙诚能源投资有限公司项目开发部负责人李冬介绍说，前几年他所在的公司长期专注储能产业链企业的股权融资，现在工作重心转向寻觅优质储能电站投资项目，因为很多区域的储能电站已颇具经济性。而顾虑在于，一是这一轮电力市场化改革起步不久，多数电站缺乏可参考的连续运营数据。二是缺乏可信赖的资源方承担类似担保方责任，投资风险相对较高。但超前投资仍是必要的。“等到所有人都能看清，要么竞争过于激烈、代价过高，要么阶段性红利已经被吃完了。”
在用户侧储能，高耗能企业逐渐成为业主中的绝对主力。2025年9月，冶金、化工、纺织等高耗能企业作为业主的装机规模占工商业储能总装机的比例为73%，较2025年7月提高了33个百分点。
结合李臻、黄辉及多位行业人士的分析来看，高耗能企业的投资储能热情提振，既有外力也有内因。
从企业外部来看，要求高耗能行业更多使用绿电的压力逐步加大。尽管它们可以通过购买绿证（GEC）或是与绿色电力发电方签订电力购销协议（PPA）来达成，而不是必须自建光伏和储能电站，但是前两种方案均有弊端。GEC的价格不确定性较高，且在国内跨省的流动性和国际市场的认可度不高。PPA要求提前锁定购电量，但高耗能企业的生产用电存在波动，为提高绿电消纳比例，也要利用储能削峰填谷。
广发证券测算，以中国目前光伏EPC造价2.8元/W、储能0.8元/W来测算，在40%配储比例+4小时放电的配储条件下，自建光储的度电成本为0.26元-0.326元/kWh，约等于燃煤标杆电价。这在光照资源丰富的地区成本优势明显，刺激了高耗能行业的储能投资。
从企业内部来看，配置储能可通过削峰填谷降低最大需电量，帮助采用“最大需量计费”的高耗能企业减少两部制电价中的基础电费，同时降低电网高峰时段的负荷占用，且有助于其获得更多碳排放配额。
对电解铝、数据中心等高耗能行业而言，储能正在成为一种战略性新型资产。除了帮助企业履行绿电消纳责任、应对产品碳足迹核查、规避因碳排放引发的额外开支和减产风险，储能电站作为优质固定资产，还能创造持续的运营收益，进而增强企业财务信用。
