2025 年，国内新型储能领域交出亮眼成绩单 —— 新增装机量达到 58.6GW/175.3GWh，功率同比增幅 38%，容量同比飙升 60%。而这一成绩的背后，是此前政策环境的重大变化：2025 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的 136 号文件明确，新能源发电项目不再被要求强制配套储能设施。彼时，行业内普遍担忧，失去这一核心政策支撑后，储能装机增速会明显放缓，项目投资热度也将快速退潮。但全年数据却呈现出截然相反的态势，储能行业非但没有降温，反而迎来了名副其实的 “装机大年”。

政策转向成分水岭，市场驱动扛起增长大旗

从2025 年全年装机数据来看，136 号文件的出台并未抑制行业发展，反而成为储能行业发展的重要分水岭。据 CESA 储能应用分会产业数据库初步统计，截至 2025 年年末，国内新型储能累计装机已达 133.3GW/351.7GWh，功率同比增长 78%，容量同比近乎翻倍，增幅高达 99%。

细分领域来看，各板块表现呈现差异化特征：

电网侧独立/ 共享储能成为绝对增长主力，2025 年新增装机 41.1GW/123.1GWh，分别占据全年新增功率的 70.11% 和容量的 70.23%，功率同比增长 56.23%，容量同比增幅更是高达 89.89%；

电源侧新增装机12.4GW/38.5GWh，占比分别为 21.11%（功率）和 21.79%（容量），功率同比微降 8.1%，容量同比仅增长 0.25%；

用户侧储能则实现爆发式增长，新增装机5.2GW/13.7GWh，占比达 8.78%（功率）和 7.8%（容量），功率同比激增 92.89%，容量同比暴涨 115.18%。

省份排名方面，区域发展格局清晰显现：内蒙古以13.2GW/51.6GWh 的新增装机容量领跑全国，占比达 29.46%；新疆紧随其后，新增 25.9GWh，占比 14.77%；江苏、甘肃分别以 12.2GWh、12.1GWh 位列第三、四位，容量占比分别为 6.98% 和 6.9%。此外，云南新增装机 11.6GWh，河北、青海、山东、宁夏、广东等省份的新增装机量也均超过 5GWh，形成多点开花的区域发展格局。

这些数据清晰表明，中国储能行业的增长动力正从“政策驱动” 加速切换至 “市场驱动”。过去，储能更多是新能源项目的 “附属配套”—— 电源侧储能作为必要成本被纳入风电、光伏项目的整体财务规划，电网侧储能则通过容量租赁、调峰考核等方式获得相对稳定的收益回报。而在强制配储政策取消后，储能电站逐渐以独立经营主体的身份，直接参与电力现货市场、辅助服务市场及容量机制，开启了 “自负盈亏” 的市场化发展新阶段，这也意味着行业的商业逻辑、运营模式及投资主体结构正在发生深层次变革。

四大趋势重塑行业，储能发展迈向新阶段

从2025 年取消强制配储后的行业实践来看，中国储能行业正朝着四大明确趋势加速演进，重塑行业发展格局。

趋势一：源网侧储能—— 从 “配套成本” 到 “独立资产” 的转型

在源网侧领域，储能的收益结构正被三大市场机制重新定义。首先是电力现货市场，截至2025 年 11 月，全国省级电力现货市场已基本实现全覆盖，但不同省份在出清周期、价格限值、储能参与资格等方面存在较大差异，这直接影响着储能项目的套利空间。以山西为例，2025 年该省将现货市场出清周期从 15 分钟缩短至 5 分钟，显著提升了储能电站的响应价值，再加上调频市场的开放，部分项目的度电综合收益达到 0.4—0.5 元，内部收益率（IRR）攀升至 15%—20%。

其次是辅助服务市场，调峰、调频、备用、爬坡等服务是储能技术优势的核心体现，但目前全国仅有部分省份建立了相对完善的辅助服务市场，且市场规则分散，收益情况高度依赖地方政策设计。

最后是容量成本疏导机制，这也是当前行业最关注、对投资决策最具决定性的因素。在现货市场和辅助服务收益仍存在波动的情况下，若缺乏容量补偿或容量电价机制，储能投资的稳定预期难以形成。目前各地的探索主要分为两类：一是由发电侧分摊的容量补偿，二是通过系统运行费向用电侧传导的容量电价。业内普遍认为，容量电价的可持续性更强，有望成为全国推广的主流方向。不同机制下，独立储能项目的IRR 可能相差数倍，直接引导着资本的流向。

趋势二：用户侧储能—— 峰谷价差 “安全垫” 失效，探索多元收益

用户侧储能，尤其是工商业储能，曾被认为是市场化程度最高、商业逻辑最清晰的细分领域，但这一传统认知正被打破。2025 年，多个省份对分时电价政策进行了高频次、大幅度的调整，计价基数、峰谷时段划分、浮动比例乃至目录电价规则均发生了显著变化。以江苏、浙江为代表的传统高收益区域，峰谷价差普遍缩小了 25%—30%，直接冲击了储能项目的收益测算模型。

更具行业风向标意义的是四川，该省发布的电力市场方案中，尝试取消行政设定的固定峰谷差，让电价完全由市场供需关系决定。尽管这一改革的推进节奏有所放缓，但方向已然明确：分时电价将与电力现货市场深度融合。在此背景下，储能企业不得不积极探索新的收益路径，包括需求侧响应、虚拟电厂运营、电力现货交易等，但这些模式目前尚未完全成熟，短期内难以替代传统的价差套利模式。

趋势三：新型电力系统—— 催生海量灵活性资源需求

储能行业的长期发展规模，并非由短期政策决定，而是取决于以风电、光伏为主体的新型电力系统对灵活性调节资源的真实需求。根据规划，到2030 年，中国风电、光伏装机总量预计将超过 28 亿千瓦。随着 “沙戈荒” 大基地等外送新能源项目的不断增多，部分项目的配储比例已提升至 40%，这一比例显著高于市场普遍预期的 10%—20%。

电力规划总院有限公司党委书记、总经理胡明表示，为满足2030 年全国 13 万亿千瓦时以上的用电需求，助力 28 亿 —30 亿千瓦时左右的新能源消纳，预计 “十五五” 时期，中国新型储能装机规模有望达到 3 亿千瓦。

趋势四：投资主体迭代—— 第三方力量与高耗能企业成新主力

2025 年 10 月，储能行业投资主体结构出现了标志性变化：第三方企业投资的源网侧储能投运规模占比首次超过央企。这一变化的背后，一方面是央企在完成 “十四五” 相关目标后的阶段性收缩，另一方面是市场化资本对储能盈利模型进行重新评估后，加大了投入力度。

与此同时，在用户侧市场，高耗能企业正快速成为储能投资的核心力量。冶金、化工、纺织、电解铝、数据中心等行业，纷纷将储能视为兼具能源管理、成本控制和碳资产属性的战略性资产。在光伏+ 储能的成本持续下降的背景下，企业自建光储系统的度电成本已接近甚至低于燃煤标杆电价，这使得储能不再仅仅是单纯的 “节能工具”，而是成为企业构建核心竞争力的重要组成部分。

新周期已至，储能行业迎来质的飞跃

中国储能行业已迈入全新发展周期。过去几年，行业的高速增长主要依托于新能源强制配储的制度红利，本质上是通过行政力量主导需求创造。当这一外部推动力退出后，能够留存下来的项目，必须在电力现货价格波动、辅助服务市场竞争及容量价值博弈中，证明自身的商业合理性。

2025 年全年超 175GWh 的新增装机数据已然表明：储能行业并未退潮，只是换了一种生长模式 —— 装机规模持续增长，但结构不断优化；项目建设热度不减，但收益逻辑更为复杂；资本并未撤离，但投资决策更加理性审慎。

这标志着中国储能行业正在完成一次关键的转型升级：从“被动配套” 转向 “主动配置”，从 “政策拉动” 转向 “市场定价”，从 “装机规模竞赛” 转向 “运营服务能力比拼”。当储能项目真正成为新型电力系统中可定价、可调度、可长期持有的核心调节资源时，才能在电力市场中充分发挥服务价值并获得相应回报，进而提振投资者信心，形成适配不同应用场景的商业化运营模式，推动中国储能产业实现可持续的规模化发展，迈入更成熟、更具全球竞争力的全新阶段。

（转自：储能网）