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2025年初,136号文件横空出世,我国的新能源行业随之进入了旨在加快构建新型电力系统、推动新能源市场化进程的政策密集且深入的调整期。
从政策过山车到市场马拉松,储能行业也正经历从"政策依赖"到"价值创造"的涅槃重生。
这一过程不仅重构了储能行业底层逻辑,更催生了技术迭代、模式创新与生态重构的系统性破局。
抢装潮来了吗?
2025年2月9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》(业内称之为“136号”),该文件明确,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,标志着推动中国储能产业近几年高速发展却因“建而不调、建而不用”饱受诟病的强配储时代谢幕。
另一方面,文件明确推动新能源上网电量全面进入电力市场,标志着新能源电价全面市场化时代的开启,储能产业将由“政策驱动”向“市场驱动”转型。
文件以2025年6月1日为节点,对新能源项目实行“新老划段”,推动存量与增量项目差异化入市。
6月1日前投产的存量项目,仍享受一定程度的保障性收购机制,电价按现行政策执行(不高于当地煤电基准价),但需逐步通过设备改造提升竞争力,主动参与市场。
6月1日及以后投产的增量项目,原则上全部电量进入电力市场交易,通过竞价形成电价。
由此,舆论认为,政策将对储能市场产生两个方面的显著影响,一个是失去政策支撑,储能装机将收到短期阶段性震荡;另一个是,为享受更有利的电价政策,获取相对稳定的收益,新能源企业加速推进项目建设进度,争取在“531”节点前并网,这就促使储能项目也跟着加快建设和安装,形成抢装潮。
从实际情况看,多家机构发布的数据显示,一季度新型储能新增装机首次出现季度性下滑,但据CESA储能应用分会产业数据库的数据,截至目前,储能招投标市场与新型储能装机均呈现高速增长趋势。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计,2025年1-4月,国内储能EPC/PC(含直流侧设备)、储能系统、储能电池采购等招标规模已高达34.52GW/125.6GWh,容量规模同比增长156%。
截至2025年5月20日,国内新型储能新增并网项目487个,装机总规模11.9GW/32.32GWh,总装机功率同比增长70.98%,容量同比增长76.9%。
其中电网侧储能新增并网项目62个,总规模6.34GW/14.63GWh,功率、容量规模同比分别增长74.18%、52.4%;电源侧并网项目76个,总规模4.15GW/13.73GWh,功率、容量规模同比分别增长59%、102.2%。
由此可见,为享受差价结算机制保障收益、规避市场化定价波动风险,业主方在“531”节点前落地大量订单促使了招投标市场爆火,而储能项目通常因建设周期较长,一季度通常不是交付高峰,一些机构出现的装机下滑也属正常现象,一般而言,二季度乃至下半年将是储能项目集中交付期,可以预见,新型储能新增装机高速增长仍将是今年储能市场的大趋势。
多地出台““136号文”承接细则
136号文被认为是彻底重构了储能产业的发展逻辑,是电力市场进入交易时代,促进储能产业发展的关键转折点,因此,地方的配套措施尤为关键。
5月以来,作为我国电力改革、新型储能发展的前沿阵地,山东、广东相继出台细则文件,广西也传出网络版细则,这意味着新能源市场化改革迈入地方加速落地的新阶段,为其他省份后续政策跟进提供了参考。
其中,山东是国内首个公开136号实施细则文件的省份,政策亮点在于通过完善电力市场机制直接提升储能收益。
山东要求,2025年底前实现风电、太阳能等新能源全面参与电力市场交易 ,且2025年竞价工作原则上于6月份组织。
为推动新型储能持续健康发展,山东在落实136号文要求时,采取了一系列有利于储能发展的举措。
一方面,在电价机制方面,适当放开现货市场限价,拉大充放电价差,存量项目(即2025年5月31日前投产)全电量进入市场后,其机制电价按照国家规定的上限执行,标准为0.3949元/kWh,相较2024年新能源现货均价0.35元/千瓦时高约12.8%。
增量项目(2025年6月1日起投产)则需通过竞价确定机制电价,且申报充足率不低于125%,最终电价以入选项目中的最高报价为准。
这些措施直接提升了储能在电能量市场的收益。
另一方面,政策明确独立储能向电网送电时,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加,这大大提升了储能电站的盈利能力,使得被储能市场寄予厚望的独立储能电站在市场中的竞争力增强,也为储能项目吸引更多投资创造了有利条件。
广东的政策特点在于推动新能源全面入市,为储能发展提供潜在空间。
该省发布的136号文细则明确,2025年6月1号起,所有的新能源项目风电光伏上网电量全面入市,电价由市场交易来形成 ,用户可以自主地报量报价、聚合报量报价或者作为价格的接受者三种方式参与。
虽然广东136号文细则中关于储能的直接规定并不多,但新能源全面参与电力市场交易为储能发展提供了潜在空间。随着新能源上网电量全部进入市场,新能源发电的波动性和间歇性问题会更加凸显,而储能作为解决这些问题的有效手段,其市场需求有望增加。例如,储能可以在新能源发电过剩时储存电能,在发电不足时释放电能,保障电力供应的稳定,从而更好地满足市场对电力稳定性的要求。
根据南方电网发布《新能源参与电力现货市场工作方案(2025年版)》(征求意见稿),为落实136号文文件精神,南方五省(广东、广西、云南、贵州、海南)自2025年6月起执行现货长周期结算试运行,推动集中式、分布式新能源上网电量全面参与现货市场。
现货市场的运行将使电力价格信号更加灵敏,储能可以通过参与现货市场交易,利用价格波动获取收益,这也为储能在广东的发展创造了良好的市场条件。
此外,网上近日流传的广西“136号文”实施细则征求意见稿也引起业内的广泛关注。
根据网传信息,广西实施方案也对存量与增量项目进行了明确区分。存量分布式新能源项目的机制电价为广西燃煤基准价0.4207元/kWh,全部纳入机制电量规模;集中式新能源项目电价为0.324元/kWh,2025年的电量已通过中长期合约保障,不再设置额外机制电量。新增单个项目申请纳入机制电量的比例不超过80%。
增量项目则需每年通过竞价方式形成机制电价,2025年将开展首次竞价交易,参与对象为承诺在当年6月至12月期间投产的项目。竞价时按报价从低到高排序,最终机制电价原则上按入选项目中的最高报价确定,但不得超过0.4207元/kWh的上限。
方案的亮点在于,通过建立新能源可持续发展价格结算机制,对新能源项目的电价和电量进行规范管理,虽然文件中没有直接针对储能的价格支持措施,但新能源项目更加规范的市场环境有利于储能与新能源的协同发展。
但是对于这份文件,5月21日,广西壮族自治区发改委辟谣称尚无“136号文”实施细则正式文件版本上报审批。
尽管上述3地的136号文件侧重点各有不同,但都将对储能行业的发展产生重要影响。
随着这些政策的持续推进和落实,其他省份的陆续跟进,储能行业将在市场化的道路上不断发展壮大,在构建新型电力系统中发挥更加重要的作用。
储能市场化再落一枚“重子”
在能源转型的大背景下,储能的价值愈发凸显,只有在成熟的电力现货市场中,储能的价值才能得以全方位、深层次的体现。
“136号文”发布不久,储能市场化再迎政策组合拳,被称为“394号文”的文件要求,2025年底前基本实现电力现货市场全国覆盖,并全面开展连续结算运行。这一政策将借助市场价格机制这只无形之手,引导储能资源实现优化配置,加速淘汰落后产能。
136 号文与 394 号文形成的政策组合看似相互独立,实则相互协同,相互补充。
两者都致力于推进电力市场化改革,促进新能源高质量发展,助力构建新型电力系统,推动全国统一电力市场建设。
136号文重点革新新能源上网电价机制,明确存量和增量项目的政策,宣告新能源发电政府定价时代结束。
394号文侧重电力现货市场建设,明确市场运行时间表,推动用户侧主体参与,在交易品种和价格传导机制上作出部署,为新能源入市提供具体交易方式和市场环境。
二者共同构成新能源市场化改革的政策体系,136号文确保市场化进程目标,394号文提供实现路径灵活性。
政策组合,将引发新能源产业链的深层震动,对储能而言将重塑储能行业生态、用户用能模式及区域能源协同格局。
具体而言,电力现货市场建设提速对储能行业将产生3个方面的影响。
拓宽收益渠道。现货市场的高频价格波动(如日内或15分钟级交易)将显著拉大峰谷电价差,储能可通过“低充高放”实现套利,收益空间提升。
极端天气或供需紧张时,现货电价可能短时飙升,储能快速放电可捕获高价时段收益。
随着新能源占比提升,电网对调频、备用等辅助服务需求激增,储能因其毫秒级响应特性成为核心供应方,收益模式从“价差套利”转向“服务付费”。
政策要求配套容量市场,储能可通过提供备用容量获取固定收益。
政策鼓励绿电与现货市场衔接,储能可帮助新能源平滑出力曲线,减少偏差考核费用,同时获取绿电溢价分成。
倒逼储能技术升级。现货市场交易周期缩短至15分钟级,要求储能系统具备更快的响应速度和更高的循环寿命,液流电池、飞轮储能等储能技术将迎发展机遇。
储能运营商需结合AI算法优化充放电策略,例如通过预测次日电价曲线自动制定储能运行计划。
推动储能商业模式创新。政策明确储能可作为独立主体参与市场,无需绑定发电厂或用户,政策将推动独立、共享储能、电网侧储能大规模建设。
分布式储能也可通过虚拟电厂聚合,参与现货市场竞价和需求侧响应,提升规模经济性(如江苏VPP试点已接入用户侧储能)。
工商储峰谷套利模式走不通了
136 号文与 394 号文推动的储能市场化影响是多方面的,工商业储能亦是如此。
近一个月,江苏、贵州、四川等多个省份密集调整的分时电价机制,不仅调整了电价和时段,而且重构了分布式光伏和储能项目的收益模型,工商储赖以生存的峰谷套利的模式渐渐失灵,原本的投资逻辑也开始“崩塌”。
4月30日,江苏省发改委发布通知,自2025年6月1日起,分时电价计价基础从“到户电价”改为“用户购电价”。虽然峰段上浮可达80%,谷段下浮65%,但实际峰谷价差反而缩小,以两部制用户为例,原本峰谷价差在0.85元/kWh以上,新政下缩至0.65元/kWh左右,平谷差也被压缩至不足0.3元/kWh,使得“两充两放”的储能调度策略难以支撑。
另外,增设午间谷段(11:00 - 13:00),意在引导用户消纳光伏大发时段的电量。但储能若在中午充电,需放在更高价时段卖电才能盈利,提高了项目运营复杂度和调度门槛。
四川5月1日开始执行的新政开启了气象电价。夏季高峰时段从8小时延长到10小时,7-8月全月执行尖峰电价(13:00-14:00、21:00-23:00),其他月份连续三天最高气温≥35℃时也启动尖峰电价。这种看天吃饭的定价方式,让储能运营商不得不随时盯着天气预报调整策略。
贵州省5月16日发布的征求意见稿直接把峰谷价差的计算方式给改了,政策把全年划分成冬月跟非冬月两个周期,执行不同的分时电价政策,且工商业基准电价加的四项费不参与浮动,导致峰谷价差缩小。以5月份10千伏代理购电价格为例,峰谷电价差相比新政之前减少超过30%,只有0.48元/kWh。
政策也调整了峰谷时段,在非冬月周期的9个月中,上午峰时段缩小到1个小时,下午多出一个小时的谷段,这使得储能的充放电时段受到限制,进一步影响了套利空间。
三地的政策是顺应电力市场化改革和新能源消纳需求的必然选择,政策调整促使单纯依靠峰谷价差套利的模式难以为继,促使工商业储能行业向“价值导向”转型,更加注重需量管理、综合服务能力和多元收益模式,如参与现货市场、电力调峰、虚拟电厂等。
储能技术竞争走向“务实”
136号文促使储能产业由政策驱动向交易型进阶,储能的价值也正在重构,作为新形势下“降本增效”的关键,大容量锂离子电池储能技术领域的竞争进入到一个新的阶段,产品迭代逐渐走向务实、理性,不再是只卷容量,而是综合考虑成本、产线、工艺成熟度等因素。
尽管下一代储能大电芯竞争格局尚未分明,但头部电芯、系统厂商开始联合争夺下一代大容量电芯的话语权,试图推动大容量产品标准化,结束内卷、无序竞争的局面,产品主要聚焦392Ah、472Ah、587Ah、625Ah、688Ah几个规格。
其中,阳光电源基于5MWh/20尺柜系统设计,推导出625Ah电芯为最优解,并联合亿纬锂能、瑞浦兰钧等企业推动标准化;中车株洲所联合五家电池企业推出688Ah电芯,适配20尺柜6.9MWh系统;宁德时代首推“587Ah”电芯,今年海辰储能、赣锋锂电也在跟进该产品路线。
另外,大容量电芯技术演进开始分流,一部分企业继续向500Ah+大电芯继续迈进,但另一部分头部企业战略“回马枪”,开启300Ah+Ah、400+Ah电芯对打314Ah电芯的新一阶段的竞争,这背后的逻辑是,技术工艺、产线切换高度切合314Ah电芯,能够实现产品的快速量产、快速占领市场。
比如,问顶®392Ah储能大电芯在产线工艺方面,具有极高的兼容性,与300+Ah系列相比,该电芯尺寸变化极小,这使得其在产线及工艺方面具有极强的兼容性,改造成本低、周期短且爬产快,能够迅速实现大规模量产,满足市场对新一代大容量储能电芯的迫切需求,搭配该电芯的储能系统容量能做到6.26MWh。
同样推出392Ah电芯的中创新航表示,其392Ah电芯单体容量较314Ah电芯提升25%,能效提升至95%,且与314Ah产线适配。
楚能新能源以“技术复用+产能共享”策略发布第四代储能专用大容量472Ah电池,20尺集装箱储能系统电量最高可达7.06MWh。
海辰储能为了兼容储能市场中2小时应用需求,基于去年底推出的千安时电池6.25MWh储能系统平台,逆向分解产品方案,最终得到了∞Cell 587Ah的电池及其系统产品。
如何在海运标准20尺集装箱的有限空间内,实现电池容量、安全与成本的完美平衡,头部企业都在寻求“最优解”。
对于587Ah电芯,海辰储能认为,从电池的能量密度、安全性、循环寿命等维度综合考虑,其73.5*286*216mm (W*L*H)的尺寸,则是587Ah电池尺寸的最优解,不仅成本优势显著,更实现了性能、安全与经济性的平衡。
宁德时代从典型20尺集装箱规格、与PCS电压匹配、以及整站需求开始分解,进一步拓展到对单簇层数、电箱串数等基本物理需求,以及电化学的边界要求、材料体系要求、热管理、可靠性,以及制造工艺等各层面需求,同时经过广泛的行业调研、客户沟通、实验验证,最终在多个维度中得到587Ah这个最优解,做到技术边界、能量密度、系统集成等多维度平衡。
对于392Ah储能专用电芯,中创新航表示,作为下一代大容量储能产品的392Ah储能专用电芯及6.25MWh储能系统实现了成本、性能与收益的三者最优平衡兼顾,为储能电站的规模化应用提供了更经济高效的解决方案,是现阶段综合性能最优的产品。
此外,今年以来,头部企业推出新品首发即签约、首发即量产趋势明显。比如中创新航392Ah储能电芯及6.25MWh液冷集装箱系统产品首发当日即宣布量产,并签订了战略合作,楚能472Ah电池发布当日即与金风零碳、山东电工时代、运达智储、中天储能、领储宇能、特隆美储能等六家企业签署战略合作协议,实现“首发即签约”。
首发即签约,一方面说明,头部企业推出大容量的储能产品不再是靠容量博眼球,而是推出市场认可度、技术成熟度高的产品;另一方面,市场马太效应明显,头部企业通过深度绑定的方式推进产品应用,以此占领市场份额。
编后语:从136号文到394号文的政策演进,标志着中国储能产业正经历从"行政配置"到"市场配置"、从"单一套利"到"多元价值"的深刻变革。
政策退潮的同时,安全监管的闸门也在收紧,五部门联合发布的《电化学储能安全管理通知》要求储能电站配置火灾预警、消防联动等系统,人员密集区禁建储能电站,江苏、广东等地出台"最严安全令",推动行业向高安全、长寿命方向发展。这种"松绑与收紧并存"的政策组合,犹如过山车般考验着储能行业的适应能力。
未来,随着现货市场全覆盖和标准化体系完善,储能将成为新型电力系统的核心枢纽,在能源转型中发挥不可替代的作用。
企业需主动适应政策与市场变化,在技术创新中锻造核心竞争力,在模式创新中构建生态护城河,在市场波动中把握确定性机遇。
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北极星储能网获悉,6月23日消息,通辽市人民政府关于印发蒙东(通辽)绿色算力产业发展规划的通知,其中,打造绿色算力中心中提出,鼓励算力中心部署高效IDC设备,推广模块化UPS,支持算力企业探索利用共享储能、储氢、飞轮储能、锂电池等作为多元化储能和备用电源装置。优化算力中心能源、水资源、土
北极星储能网获悉,6月20日,智光电气披露公司《投资者关系管理信息20250619》,就136号文对储能市场的影响、公司目前储能业务订单情况、公司投资建设的独立储能电站进展、公司海外业务布局及进展等问题予以回复。详情如下:1、公司如何看待136号文对储能市场的影响?答:136号文取消了“强制配储”,
北极星储能网讯:近日,由我国牵头制定的电力储能领域《电力储能系统第2—3部分电力储能系统运行性能测试》《电力储能系统第3—200部分电化学储能系统设计原则》《电力储能系统第4—2部分电池故障的环境影响评估》3项国际标准正式发布,从即日起正式施行。这3项国际标准充分考虑了电力储能系统的应用需
自2024年5月,连续几次复燃,火灾最终足足持续了16天之久的美国加州圣地亚哥市OtayMesa(奥泰梅萨)Gateway储能电站(锂电池)火灾事故后,2025年美国MossLanding储能电站两次起火以及德国、英国储能项目火灾事故,再次将储能安全问题推向风口浪尖。截至2025年1月,全球储能事故发生超过100起,储能系
近日,根据市场研究机构SolarMedia公司发布的一份研究报告,英国批准部署的电网规模电池储能项目规模已经达到58270MW/121645MWh。2025年4月,英国共有1420MW/2840MWh电池储能系统规划获得批准。数据表明,与3月获批的1590MW/3179MWh电池储能系统相比略有下降。尽管获得规划许可并不是部署储能项目的最
澳大利亚气候与能源部长克里斯·鲍文在澳大利亚能源周宣布,将容量投资计划(CIS)招标流程从两阶段简化为单阶段,以将招标结果确定时间从九个月缩短至六个月。CIS自推出后推动了澳大利亚可再生能源与储能发展,其目标是为实现2030年可再生能源占比82%的目标解锁创纪录投资,计划交付32GW相关容量,目
北极星储能网讯:6月16日,天津市发改委发布《关于优化我市峰谷分时电价机制有关事项的通知》(征求意见稿),提到,除7、8月外,其余月份午间设置2个小时谷段。扩大峰谷电价浮动比例,将峰谷价差提高至4:1。峰段电价在平段电价的基础上上浮60%、谷段电价在平段电价的基础上下浮60%,尖峰电价在峰段电
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