中國儲能網訊：進入2025年的短短4個月間，國家及地方層面接連發(fā)布多項新政，中國新能源產業(yè)迎來了一場史無前例的“政策風暴”，也加速推動儲能行業(yè)從“政策驅動”邁向“市場驅動”轉型。
國家政策：強制配儲終結，市場化機制確立
此前在2025年2月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布“136號文”，明確不得將儲能配置作為新能源項目核準的前置條件，終結了自2017年青海首推以來的“強制配儲”政策。
業(yè)內人士認為，136號文是新形勢下踐行《可再生能源法》和《能源法》等的創(chuàng)新舉措，一方面要求完善市場交易和價格機制并促進新能源全面進入電力市場和公平參與交易，一方面通過建立“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”（簡稱“結算機制”或“機制”）給風光新能源提供支持，促進新能源可持續(xù)發(fā)展。
而“結算機制”將是一種適應中國電力市場的政府授權差價合約機制，通過這個機制的實施可促進政府和市場的協同作用，以及可再生能源的可持續(xù)發(fā)展。136號文的重大意義在于政府開始重點解決市場失靈等問題，激勵新能源主動參與市場，主動降低系統(tǒng)的消納成本，讓市場在資源配置中起決定性作用，還原電力市場的價格，并促進不同政策的統(tǒng)籌。
4月29日，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發(fā)布了《關于全面加快電力現貨市場建設工作的通知(發(fā)改辦體改〔2025〕394號)》，明確要求2025年底前基本實現電力現貨市場全覆蓋。
394號文的核心在于通過市場化機制解決電力系統(tǒng)靈活性不足的痛點。文件明確要求分省推進現貨市場建設：湖北、浙江等6省市需在2025年底前完成正式運行，福建、四川等16省啟動連續(xù)結算試運行，南方區(qū)域同步探索跨省交易機制。工商業(yè)用戶需在2025年底前具備自主申報、結算能力，現貨市場價格信號將直接傳導至終端用電環(huán)節(jié)。
在價格機制創(chuàng)新方面，現貨市場采用15分鐘滾動出清模式，浙江試點數據顯示，光伏大發(fā)時段電價最低跌至-0.18元/千瓦時，晚高峰電價最高觸及1.45元/千瓦時，日內價差波動幅度普遍超過1.5元/千瓦時。這種制度設計使儲能從傳統(tǒng)的“削峰填谷”工具升級為電力系統(tǒng)的"動態(tài)平衡器"，但其對儲能響應速度、預測精度的要求也提升至分鐘級水平。
顯然，這場即將到來的電力市場大考不僅會重塑整個電力行業(yè)格局，更將深刻改變工商業(yè)儲能的商業(yè)邏輯與發(fā)展路徑。
江蘇新政：分時電價不是工商業(yè)儲能的鐵飯碗
4月30日，江蘇省發(fā)改委正式印發(fā)《關于優(yōu)化工商業(yè)分時電價結構促進新能源消納降低企業(yè)用電成本支持經濟社會發(fā)展的通知》。本次調整拉大了峰谷電價上下浮動比例，新增了午間低谷時段。文件自6月1日起執(zhí)行。
文件明確鼓勵工商業(yè)用戶通過配置儲能(蓄能)裝置、開展綜合能源管理等方式，主動減少高峰時段用電，增加低谷時段用電，通過優(yōu)化用電時段，有效降低用電成本。優(yōu)化工商業(yè)用戶分時時段設置，增設午間谷時段。在夏、冬兩季（每年6-8月、12月-次年2月）11:00-13:00（2個小時）和春、秋兩季（每年3-5月、9-11月）10:00-14:00（4個小時）執(zhí)行谷段電價。工商業(yè)用戶分時時段設置：調整電價浮動比例，以用戶購電價格作為平段，并以此為基礎上下浮動。
對于行業(yè)最為關注的儲能項目如何主動適應分時電價結構調整，實現新一輪的發(fā)展這一問題，江蘇發(fā)改委回復如下：
此次優(yōu)化分時電價，將工商業(yè)分時電價執(zhí)行范圍擴大到除國家有專門規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電外的執(zhí)行工商業(yè)電價的電力用戶，為儲能項目增加了新的潛在的工商業(yè)企業(yè)合作對象。隨著科技進步和產能提高，儲能項目造價不斷下降，也將給儲能項目帶來更多盈利空間。加之，隨著電力市場的建設和發(fā)展，儲能項目可與新能源發(fā)電項目合作，通過為新能源發(fā)電調峰獲取市場價值。電力現貨市場常態(tài)化運行后，將更好地發(fā)揮市場發(fā)現價格、優(yōu)化資源配置作用，市場交易分時段價差將進一步拉大，儲能項目也可直接參與電力市場特別是現貨市場交易，低充高放獲取收益。迎峰度夏（冬）期間，儲能項目還可以作為負荷集成商或虛擬電廠用戶，參與我省電力需求響應，進一步增加收益。
有專家認為，各省分時電價的形成需要考慮多重目的，但工商儲發(fā)展并非其主要目的，更不是工商業(yè)儲能的鐵飯碗。地方分時電價政策調整的決策成本，往往低于電力儲能政策調整，而分時電價結構與電力市場價格信號銜接越密切，越有利于實現1093號文中所有主要目的，其類似行政命令的穩(wěn)定性愈發(fā)難以保持。
實際上，以“用戶購電價”為計價基礎，江蘇不是第一家，也不會是最后一家。今后，儲能企業(yè)必將更依賴市場化機制與技術創(chuàng)新，不同應用場景也對儲能技術提出了更多差異化要求，持續(xù)推動行業(yè)向精細化方向發(fā)展。對于未來的工商業(yè)儲能來說，優(yōu)質業(yè)主才是稀缺資源，優(yōu)秀運營商才是關鍵角色，而在此基礎上衍生出的多類型運營收益，才是工商業(yè)儲能最應該迅速突破的方向。
新政導向：地方補貼轉向，安全監(jiān)管趨嚴
地方補貼轉向信號明顯
與此同時，地方補貼政策也從“裝機規(guī)模”轉向“放電量”和“技術突破”。近日，內蒙古能源局印發(fā)了《關于加快新型儲能建設的通知》，對納入自治區(qū)規(guī)劃的獨立新型儲能電站向公用電網的放電量執(zhí)行補償，補償標準一年一定，2025年度補償標準為0.35元/千瓦時，執(zhí)行時間為10年。
據了解，早在2023年11月，內蒙古能源局就印發(fā)《內蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》，指出納入示范項目的電網側獨立儲能電站享受容量補償，按放電量補償上限0.35元/千瓦時，補償期10年，彼時，政策要求仍區(qū)分電網側與電源側儲能，電源側儲能通過容量租賃、出售容量等方式獲得收益，文件并未提出補償標準一年一定?！锻ㄖ愤M一步取消了電源側和電網側劃分，獨立儲能電站均享受容量補償。
此外，還有浙江甌海區(qū)對用戶側儲能按放電量給予0.8元/千瓦時補貼，上海松江區(qū)對虛擬電廠響應按調節(jié)量分級激勵，江蘇常州對新型儲能電站最高補貼0.3元/千瓦時等補貼新政實施。
儲能電站安全監(jiān)管趨嚴
5月7日，國家能源局網站發(fā)布了《關于加強電化學儲能安全管理有關工作的通知》，通知提出，提升電池系統(tǒng)本質安全水平，開展電化學儲能項目安全條件和設施論證評價，進一步完善電化學儲能相關標準規(guī)范，落實電化學儲能項目安全監(jiān)管責任，加強部門工作聯動和信息共享，落實企業(yè)安全生產主體責任。
其中涉及提升電池系統(tǒng)本質安全水平；開展電化學儲能項目安全條件和設施論證評價；進一步完善電化學儲能相關標準規(guī)范；落實電化學儲能項目安全監(jiān)管責任；加強部門工作聯動和信息共享；落實企業(yè)安全生產主體責任等內容。
此前，各省市紛紛出臺儲能電站消防、并網驗收等管理規(guī)范，如四川要求杜絕“帶病并網”，廣東明確儲能電站消防責任，華東局"最嚴安全令"則劃下禁區(qū)——人員密集區(qū)、高層建筑內儲能電站一律關停，2025年前不達標項目強制退出。國家層面也將電芯生產日期、事故記錄納入招標考核，倒逼企業(yè)提升產品質量，這也導致行業(yè)集中度加速攀升。
行業(yè)趨勢：集中度攀升，中國企業(yè)加速出海
在政策轉向疊加技術迭代、價格競爭等多重因素影響下，儲能行業(yè)繼續(xù)呈現頭部企業(yè)強者恒強，中小廠商生存空間收窄的趨勢。數據顯示，2024年，儲能電芯行業(yè)CR10（前10企業(yè)集中度）已超90%，集成商CR10超過80%。
隨著2025年電力現貨市場全面運行和低效產能加速出清，缺乏技術壁壘、資金儲備的企業(yè)將批量消失，而一些技術領先、資金雄厚的頭部企業(yè)將進一步擴大優(yōu)勢，預計2025年儲能CR10企業(yè)市占率將進一步提升。
在國內政策劇烈變化的同時，歐美、中東等市場儲能需求正在激增，有機構預計2025年海外大儲裝機翻倍，頭部企業(yè)已加速出海，如比亞迪儲能歐洲市占率突破25%，億緯鋰能北美訂單暴漲300%，遠景能源拿下英國2.4億英鎊儲能大單，寧德時代則憑借與特斯拉的深度綁定鞏固優(yōu)勢。與此同時，中小儲能企業(yè)紛紛遠赴亞非拉等新興市場突圍求生，2025年的海外市場已是一片紅海。
結語
業(yè)內專家認為，在構建中國新型電力系統(tǒng)的過程中，新能源的高速發(fā)展促進電力結構轉變，然后各省分時電價政策持續(xù)優(yōu)化，最后促使儲能的價值內涵更為豐富，這是儲能行業(yè)進入理性發(fā)展期的必然歷史進程。
長期來看，政策松綁后，獨立儲能電站、虛擬電廠等模式有望成為主流，儲能行業(yè)也將從“野蠻生長”、“瘋狂內卷”走向高質量競爭、差異化競爭，為助力國家“雙碳”目標和構建新型電力系統(tǒng)提供更堅實的支撐。所以，從“136號文”到“394號文”的一系列“政策風暴”，注定不是儲能的終點，而是新型電力系統(tǒng)建設的起點。
