储能也将伴随市场化机制的迭进逐步走向行业的成熟
一、储能的基本概念与定义
1.1 储能的定义
储能（Energy Storage）是指通过物理或化学方式将能量以某种形式储存起来，在需要时释放使用的技术。在电力系统中，储能作为一种灵活性调节资源，能够实现电能的时空转移，起到“削峰填谷”“频率调节”“电压支撑”“应急备用”等功能。新型储能是指除抽水蓄能以外的储能技术，主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能等，是构建新型电力系统的关键支撑技术和基础装备。1.2 储能的分类
（1）按应用场景分为电网侧、电源侧、用户侧：电网侧储能占比和增量最大电网侧储能：以独立储能电站为主体，具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。主要功能包括调频、备用、缓解输电阻塞、延缓电网投资等。电源侧储能：包括新能源大基地配储、新能源配建储能和煤电机组配套储能，主要功能是促进新能源消纳、提高发电机组调节能力。典型形式为新能源场站内部配建储能系统。用户侧储能：安装于工业园区、算力设施、分布式光伏、通信基站等用户端的储能系统，主要功能是降低用电成本、参与需求响应、提升用电可靠性。用户侧储能通常与工商业用户的具体用电场景深度绑定。根据CESA储能应用分会产业数据，2025年国内储能新增装机58.6GW/178GWh，容量口径同比增长82%，其中电网侧储能占比超70%，同比增长超89%。（2）按技术路线：抽水蓄能占比下降，电化学储能为主流抽水蓄能：技术最成熟、规模最大的储能方式。截至2025年底，全球抽水蓄能累计装机占比首次降至50%以下，较2024年同期下降11.5个百分点。电化学储能：当前增长最快、应用最广的技术路线，根据住建部发布的国家标准GB/T51048-2025《电化学储能电站设计标准》，以锂离子电池、钠离子电池、液流电池、铅酸/铅炭电池、水电解制氢/燃料电池为电能存储载体。其中锂离子电池是绝对主流。固态电池、重力储能、热储能、氢储能也为正在加速发展的新兴储能技术。配建储能：依托新能源场站存在，并网主体仍为新能源发电项目，需随场站同步建设和运行。独立储能：以独立法人主体身份直接并网、接受电网调度，建设质量高、设备利用率高、建设地点灵活、调度运用方便。在“136号文”取消强制配储后，独立储能已成为大储市场的主导形态。共享储能：独立共享储能通过建设大型储能“资源池”，可以向多方提供服务，实现规模效应，降低储能的度电成本。2025年独立储能新增装机占比约 63%（CNESA口径）。国家能源局公布的独立储能新增装机绝对值为3543万千瓦，但未明确给出其在新型储能总新增中的占比。2026年Q1独立储能新增装机占比达83%（功率规模口径），独立储能新增能量规模23.0 GWh，同比增长205%，占新型储能新增能量规模27.1 GWh的84.9%。独立储能在源网侧已占据绝对主导地位，新能源配储与用户侧储能装机同比跌幅均约50%左右。二、国内储能行业发展沿革与趋势
2.1国内储能行业发展沿革
第一阶段（“十三五”期间）：新型储能主要处于研发示范阶段，装机规模有限。第二阶段（2021—2024年）：在“双碳”目标引领下，各地出台新能源项目“强制配储”政策，新型储能进入快速规模化阶段。截至2024年底，全国新型储能装机规模达到7376万千瓦。第三阶段（2025年—至今）：储能行业迎来关键转折。2025年2月，《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》（136号文）出台，明确规定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。强制配储时代正式终结，储能行业从“政策驱动”迈向“市场驱动”。2025年8月27日，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》(1144号文）发布，明确2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上。截至2025年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模213.3GW，其中新型储能累计装机规模达到144.7GW，占国内电力储能总规模的2/3以上，较“十三五”末实现45倍增长，在全球新型储能市场中的占比达到51.9%。根据CNESA数据，2025年中国新型储能新增装机规模达到66.4GW/189.5GWh，连续四年位居全球首位。2.2 发展趋势
趋势一：行业从政策驱动转向市场价值驱动。2026年是“十五五”开局之年，也是中国新型储能行业从“建设一定数量储能”向“建设满足需求的有用储能”转型的关键年。趋势二：独立储能主导地位进一步巩固。2024年已形成爆发之势的独立储能在2025年进入高速发展新阶段。随着山东、内蒙古、河北等多地出台容量补偿机制，独立储能的商业模式逐步跑通，经济性进一步凸显。趋势三：长时储能成为主流方向。多地政策明确鼓励2小时储能项目增容改造至4小时以上。构网型储能也被纳入电网侧项目的强制要求，预计2026年渗透率将突破30%。趋势四：行业“内卷”加剧，供给出清加速。大批新进企业跨界进入储能行业，2024年，国内储能企业超20万家，其中全年新注册的储能相关企业将近9万家。国内储能系统与电池中标价格相比2023年底大幅下降，大部分企业储能电池环节毛利润已下降至个位数或微亏。CNESA预计，行业在经历前期爆发式增长后，将进入增速换挡期。2026至2030年，保守与理想场景下的年均复合增长率分别约为20.7%和25.5%，相对增速虽有所放缓，但绝对增量仍将保持高位。在保守场景下，预计2030年新型储能累计规模将达到371.2GW；在理想场景下，预计达到450.7GW。三、政策导向
3.1 国家层面政策体系
2025年1月27日，国家发改委、国家能源局联合发布《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），推动新能源上网电价全面由市场形成（引入机制电价起稳定作用），明确规定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。随后，独立储能项目迅速崛起，形成了峰谷套利（市场化的核心收益来源，弹性收益）+辅助服务（增值收益）+容量租赁（保底收益）的收益结构。由于136号文取消了将配置储能作为新能源项目并网前置条件的要求，直接冲击了容量租赁模式的需求侧基础，部分省份容量租赁收益占比从原来的50%-70%大幅下降。（2）《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》
2025年8月27日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，预计2027年全国新增装机容量达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。方案提出拓展应用场景（电源侧、电网侧、其他场景）、提升利用水平、引领技术创新、加强标准体系建设、完善市场机制五方面举措。（3）114号文：首纳电网侧独立储能入容量电价体系
2026年1月30日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次将电网侧独立新型储能纳入容量电价体系，定价规则以当地煤电容量电价为基准，按放电时长折算，并有序建立发电侧可靠容量补偿机制。114号文与136号文密切相关，容量租赁收入的大幅减少叠加电力市场不够成熟，储能仅靠参与电能量和辅助服务市场，难以覆盖投资、运营成本。根据114号文，纳入省级储能项目清单的电网侧独立储能项目，容量电价收入=该储能项目的功率规模*当地煤电容量电价（通常为每年每千瓦165元到330元，河北省的容量电价标准为100元/千瓦·年）*储能等效容量系数（额定放电时长/电网最大高峰持续时长）。（4）电力中长期合同签约与市场建设
2025年11月26日，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，明确自2026年3月1日起强化电力市场规则执行力度，为储能参与电力中长期市场提供了制度框架，其核心逻辑为：现货市场电价<中长期合约电价时储能充电；当中长期合约电价<现货市场电价时储能放电。住建部也发布了GB/T51048-2025《电化学储能电站设计标准》，规范了电化学储能电站的建设标准。3.2 河北省储能政策
（1）容量电价与激励机制
河北省发改委发布《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》（冀发改能价〔2025〕366号），明确了独立储能项目充放电价格政策。核心要点如下：1、独立储能电站向电网送电时，其充电电量不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加；2、2025年至2026年期间，河北南网和河北北网的参与竞争容量规模分别为770万千瓦和830万千瓦；3、年度容量电价为100元/千瓦（含税），月度标准按8.3333元/千瓦执行；4、2026年6月1日之前建成并网的独立储能项目，通过竞争方式获得容量电费的时限为24个月；5、年调用完全充放电次数原则上不低于330次。（2）项目规范化管理：从备案制转向清单制
2026年4月7日，河北省发改委发布《关于进一步加强独立储能项目规范管理有关事项的通知》，实行全省清单化管理，进入清单的项目才能享受容量电价等政策红利。具体要求包括：1、列入建设计划后，9个月内必须实质性开工，15个月内完成并网，仅可延期1次（最长不超过6个月）；2、项目投产前，原则上不得变更投资主体与股比；3、严禁随意调整技术路线、建设规模，不得跨县域变更项目地点。（3）长时储能战略
河北省将长时储能发展提升至省级战略高度，通过“存量改造+增量倾斜”双向发力。存量项目鼓励已批复、在建或投运的2小时独立储能项目增容改造至4小时以上。增量项目明确，长时储能试点项目可优先纳入年度建设计划，不受市级规模限制，直接获得容量电价资格。四、运营模式及盈利模式
4.1 独立储能的主流盈利模式
目前，独立储能电站主要通过三类价值渠道实现收益：容量价值收益、辅助服务收益、电能量市场收益。三者构成“基础+稳定+增量”的收益组合：容量收益是保底基础，辅助服务是稳定核心，电能量交易是追求高回报的弹性部分。（1）容量价值收益
容量价值收益有容量租赁和容量电价两种方式。容量租赁是通过将储能容量长期租给新能源场站满足其配储要求而获取固定报酬。如前文分析，随着136号文取消强制配储，容量租赁模式受到较大冲击，容量电价的重要性日益凸显，目前已有湖北、甘肃、内蒙古、山东、江苏等九地出台容量电价补偿机制。（2）辅助服务收益
储能向电网出售快速调节能力获取服务报酬，主要包括调频（毫秒级响应，维持电网频率稳定）和调峰/备用（在特定时段放电，缓解阻塞）。例如，广东市场有由于电价波动小，独立储能收益高度依赖于调频服务，100MW/200MWh独立储能项目中，辅助服务收入（约2132万元）占总收入（约4084万元）的比重为52%。（3）电能量市场收益
储能通过在电力现货市场中低价时充电、高价时放电赚取价差，这是最核心的市场化收益模式。例如在山东现货市场，午间光伏大发时电价可低至0.2元/kWh，晚间高峰时电价可超过0.8元/kWh。另外，随着交易权限持续放开，西北区域已推出跨省“双面储能”机制，2025年11月实现首单340万千瓦时跨省交易。4.2 共享储能模式
独立共享储能通过建设大型储能“资源池”，可以向多方提供服务，实现规模效应，降低储能的度电成本。多地政府从项目备案、并网接入、收益机制等方面给予倾斜支持。如河北南网投运容量最大的电网侧独立储能项目——深圳易储数智能源集团有限公司（以下简称：易储数智能源）河北邢台龙岗300MW/1200MWh独立共享储能电站成功并网，创新“容量租赁+电力交易+辅助服务”商业模式，其他新能源企业能够共享储能资源，实现新能源最大化消纳。4.3 盈利水平分析
不同省份独立储能项目的盈利水平差异较大，核心决定因素是容量补偿政策和现货市场价差。（1）内蒙古：2025年度按0.35元/kWh的实际放电量给予补偿，执行期长达10年，独立储能电站内部收益率（IRR）能达到10%以上。内蒙古某100MW独立储能电站2025年上半年IRR突破20%。（2）云南：独立储能可按装机1.8倍获取租赁收益，未成交部分仍有154元/kW·年保底，云南秉烈150MW项目借助此政策每年多赚2600万元容量收益，占总营收55%。（3）广东：以广东某100MW/200MWh独立储能项目为例，年度成本约4427万元，其中包括折旧2800万元、财务费用927万元、运维费用700万元。年度收入约4084万元，包括辅助服务收入2132万元、电力现货市场收入192万元、容量租赁收入1760万元。在不考虑容量电费补偿的情况下，项目年度收入低于成本，处于亏损状态。从行业整体来看，2026年314Ah电芯含税均价由1月初0.320元/Wh上涨至3月下旬的0.363元/Wh，上涨幅度约13.44%。根据中信建投的预计，2026年制造业环节价格将上涨10-15分/Wh，中游制造业利润将大幅增厚。
