强制配储退场后，储能行业第一个千亿级风口正在打开！
2025-09-18 10:06 [储能] 来源于：储能头条 作者：储能头条
导读：强制配储退场半年，储能行业集体陷入阵痛：装机骤降、容量租金腰斩、低质产能被清退。 就在这时，一个规模宏大的千亿级风口正呼啸而来。 根据国家发展改革委、国家能源局联合印发的《新型储能规模化建设行动方案 (20252027年)》，预计到2027年底，全国新型储
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强制配储退场半年，储能行业集体陷入“阵痛”：装机骤降、容量租金腰斩、低质产能被清退。
就在这时，一个规模宏大的千亿级风口正呼啸而来。
根据国家发展改革委、国家能源局联合印发的《新型储能规模化建设行动方案 (2025—2027年)》，预计到2027年底，全国新型储能装机规模将达到1.8亿千瓦以上。
而国家能源局数据显示，截至2025年上半年，中国新型储能装机规模约9500万千瓦，意味着到2027年还需新增装机8500万千瓦，由此将带动项目直接投资约2500亿元。
面对这2500亿元的行业红利，企业该如何突破转型瓶颈、抢占发展先机？
在即将于10月9日-12日在上海盛大举行的 “国能网?第十届新能源产业年会” 上，行业领导与产业专家们将齐聚一堂，针对储能等新能源产业面临的机遇与挑战展开深入交流探讨。
而在会议正式拉开帷幕之前，不妨让我们一同深度探寻这些问题背后的答案！
强制配储谢幕后的当下局势
2024年底至2025年二季度，是强制配储政策全面退出后的“适应期”。
此前依赖“新能源项目绑定配储”的行业“潜规则”被打破，需求端、收益端、供给端同步出现结构性调整，短期阵痛与长期优化信号并存。
从需求端来看，储能新增装机短暂回撤，区域分化现象加剧。
在过去，“强制配储”机制一直是推动我国储能装机规模持续增长的核心驱动力。
数据显示，2023-2024年，国内超60%的新型储能项目都依附于光伏、风电项目的核准需求。
而像新疆、青海等能源资源禀赋较为优越的地区，更是执行“配储比例15%-20%且储能时长不低于2小时”的严格配储标准，成为强制配储政策下的典型执行区域。
但强制配储政策一退场，这一“标配”模式瞬间不管用。
与此同时，区域分化也十分突出：原本严重依赖强制配储的西北地区就像坐过山车一样，装机猛地下降；而已经建立起市场化机制的山东、广东等地，装机曲线依旧十分平稳。
从收益端来看，储能容量租金遭遇“腰斩”，开发商营收大跌 。
回溯强制配储政策主导的市场阶段，“绑定储能”曾是新能源项目获取核准的“硬门槛”，这一硬性要求彻底打破了市场原有的供需平衡。
对于新能源开发商而言，项目核准是进入行业的“入场券”，为了顺利拿到这张关键凭证，即便面对居高不下的储能容量租赁报价，也只能被动接受——毕竟错过项目核准窗口期的潜在损失，远高于短期承担高价租金的成本。
这种“为抢项目不得不扛高租金” 的被动局面，逐渐催生出“刚性需求托举高租金”的畸形市场生态：只要能满足配储要求、推动项目落地，开发商几乎没有议价空间，高租金水平也因此在较长周期内得以维持。
而随着强制配储政策全面退场，这一市场逻辑被彻底改写。
如今，储能容量租金已从过往高位大幅回落，曾经支撑高租金的刚性需求基础不复存在，储能行业正式与长期依赖政策催生的高租金时代告别，收益端逐步回归市场化定价的正常轨道。
从供给端来看，强制配储结束后，低价产能退潮，高利用率产品“逆势突围”。
在“强制配储”政策框架下，行业竞标环节长期以价格作为核心导向。这一导向直接导致大量质量未达优、运行效率偏低的储能产品集中进入市场，进而拉低了全行业储能设施的整体利用率。
据中电联数据显示，2024年底全国新型储能电站平均利用率仅31% ，部分西北项目因为缺乏调度需求，年充放电次数不足50次，被网友调侃“晒太阳工程”。
好在政策松绑后，市场开始发挥其筛选作用，高效能产品逐渐崭露头角。
在山东、山西等电力现货市场成熟的地区，技术领先的储能电站已经展现出“高利用率、高收益”的超强优势。高效储能产品成为未来市场的主流“宠儿”。
政策转向带来的多重新机遇
短期阵痛背后，政策转向正为储能行业开辟更广阔的市场化空间。
电力现货全覆盖、绿电场景扩容、容量补偿机制破冰三大政策红利，结合
《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》的相关要求，将重构储能收益模式，催生千亿级增量市场。
首先，电力现货市场全国铺开，交易型储能崛起。
2025年4月，国家能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设的通知》（394号文），明确要求“2025年底前实现全国省级电力现货市场全覆盖，具备长周期连续运行能力”，还提出“调峰、调频与现货市场联合出清”机制，这下储能收益首次实现 “明码标价”，清清楚楚。
而现货市场的核心作用就是拉大电价差，这就给储能“低储高发”提供了一定的套利空间。
据国家电网数据显示，截至2025年7月，山西、山东等先行省份的现货市场峰谷价差基本已经稳定在0.8元/kWh 以上，在一些特殊时段，比如夏季用电高峰，价差甚至突破1.2元/kWh。
以100MW/200MWh储能电站为例，要是按日均充放电2次、每次充放电量150MWh、价差0.8元/kWh 来算，日均可实现套利24万元（150MWh×0.8元/kWh×2次）。
要是碰到极端价差时段，日套利金额能达到25万-30万元，年套利收益则有望突破8000万元。
同时，最新发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出推动新型储能调控方式创新，电力调度机构应根据系统需求，科学制定新型储能调度细则，积极开展新型储能与电源协同优化调度、规模化储能系统集群智能调度及分布式储能虚拟电厂聚合调控等调用方式创新。
合理提升新型储能调用水平，电力现货市场连续运行地区，遵循市场交易结果调用各类调节资源。
这将进一步提高交易型储能的利用效率和收益。
其次，绿电直连、零碳园区创造“按需配储” 刚需。
2025年6月，国家发改委、住建部联合发布《零碳园区建设运营管理办法（试行）》，明确提出 “并网型零碳园区应合理配置储能设施，控制与电网的交换功率波动，减少对电力系统的冲击”。
同一时期，云南、内蒙古等绿电资源丰富的省份也出台了实施细则，要求“绿电直供项目若接入电压等级低于220kV，需配置不低于年发电量10%的储能设施”。
这一政策直接为储能打造了“按需配储”的全新场景。和以前强制配储的“一刀切”不同，绿电直连、零碳园区的储能需求，那都是源自 “稳定供电、降低网损” 的实际需求，相当靠谱，具有可持续性。
同时，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》鼓励创新多场景应用模式，聚焦工业园区、算力设施、商业综合体、光储充放一体化充电站、分布式光伏、通信基站等应用场景，积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式，进一步发挥系统调节作用。
研究推广新型储能作为独立主体或通过负荷聚合商等形式参与需求响应。这将进一步拓展绿电场景下的储能应用，创造更多的“按需配储”机会。
此外，储能装机容量补偿机制破冰，独立储能收益再平衡。
长期以来，独立储能因为“缺乏固定收益支撑”，盈利一直不太稳定，像坐过山车一样。
针对这一情况，我国部分省份已经开始着手出台相关政策，例如，7月14日，甘肃省发改委发布关于公开征求《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知(征求意见稿)》意见的公告，成为全国首个明确 “电网侧储能与煤电同价补偿” 的省份。
初步方案提出，对2025年底前投运的独立储能电站，按90元/kW?年的标准给予容量补偿，补偿期限20年。
这一机制十分关键，直接给独立储能提供了“保底收益”，让项目盈利预期大大改善。
以一座200MW/400MWh的电网侧储能电站为例，按90元/kW?年计算，年容量补偿收入能达到1800万元（200MW×1000kW/MW×90元/kW?年）。
甘肃的此次探索，为全国各地起了带头作用。截至2025年7月，山东、内蒙古等省份都已经启动容量电价研究，独立储能“容量补偿+市场化收益”的双轮驱动模式正逐步成型。
同时，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》也提出加快新型储能价格机制建设，推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。
这将进一步推动储能装机容量补偿机制的完善，保障独立储能的收益。
最后，多元技术逐步成熟，新型储能技术路线进一步丰富。
《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确提出，要推动多元技术的逐步成熟。
锂离子电池储能实现规模化应用，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能等进一步商业化发展，固态电池、重力储能、热储能、氢储能及其他创新技术示范应用。
这将为储能企业提供更多的技术选择和市场机会，企业可以根据自身优势和市场需求，选择合适的技术路线进行研发和应用，提升市场竞争力。
储能企业的三步行动路线图
面对“短期调整、长期向好”的行业格局，储能企业需摆脱对强制配储的路径依赖，从技术、商业模式、市场布局三个维度构建核心竞争力，抓住政策转向带来的新机遇。
首先，技术才是核心竞争力，企业可以从“低价竞标”转到“安全+高周转”。
强制配储时代，大家都在“低价竞标”这个赛道上疯狂内卷，导致企业都顾不上安全与寿命这些关键问题。
在2024年，网上关于储能火灾事故的报道几乎每个月都有，其中80%以上都是因为电芯质量差、热管理系统失效。
政策松绑后，业主的关注点一下子从“初始成本”切换到“全生命周期成本（LCOS）”，这就使“安全可靠+高周转效率”成了企业的核心竞争力。
同时，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》大力推动技术创新，依托国家产业技术工程化中心等平台，支持开展新型储能共性关键技术攻关、装备研制和示范验证，促进新型储能技术多元化发展。
企业可以抓住这一机遇，加大技术研发投入，提升产品的安全性和周转效率。
所以，在叫停“强制配储”的“大洗牌”时期，谁拥有储能领域最先进的技术，谁就更有可能冲进行业头部而屹立不倒。
同时，企业商业模式也很重要，企业可以参考“共享储能+聚合运营”，提升收益弹性。
以前单一的容量租赁模式，现在已经“玩不转”了，“共享储能+聚合运营”成了企业突破盈利瓶颈的“秘密武器”。
具体来说，共享储能就是采用“一仓多用户”的模式，把储能资源开放给多个新能源项目、用户侧负荷，大大提升了利用率。
而聚合运营则是整合多座电站，参与现货、辅助服务等多个市场，有效分散风险。
同时，今年2月，工业和信息化部、国家发展改革委员会还颁发了《新型储能制造业高质量发展行动方案》，明确提出加快推进共享储能，提升储能对电力系统的辅助服务能力。给共享储能提供了更广阔的发展空间。
而最新发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》也鼓励新型储能全面参与电能量市场，推动“新能源+储能”作为联合报价主体 ，一体化参与电能量市场交易。
推进具备独立计量、控制等技术条件，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市场。
有序推动新型储能参与中长期市场。引导新型储能参与辅助服务市场。这将为“共享储能+聚合运营”模式提供更多的市场机会和收益来源。
此外，企业的市场布局同样关键，企业可以绘制省间价差+区域政策 “双地图”。
因为不同省份的市场机制、政策红利千差万别，企业需建立“双地图”布局策略，不要把鸡蛋都放在一个篮子里。
具体来说，“价差地图”就是重点关注现货市场峰谷价差大的区域，而“政策地图” 则要紧盯容量补偿、绿电配套等政策先行地区。
据国家能源局发布数据显示，2025年1—7月，全国累计完成电力市场交易电量3.59万亿千瓦时，同比增长3.2%。
其中，跨省跨区交易电量8558亿千瓦时，同比增长9%。省间价差会成为重要收益来源。
同时，企业可以时刻跟踪区域政策动态。比如在甘肃、青海的容量补偿政策落地后，就可以优先布局电网侧储能；在云南、广西的绿电直连政策密集出台，那就重点拓展园区、数据中心配套储能项目。
此外，最新发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》也提出促进新型储能应用场景拓展，在不同地区推进电源侧、电网侧和多场景应用，企业可根据各地的政策导向和市场需求，精准布局储能项目。
穿越阵痛期，储能迎来高质量新周期
强制配储的谢幕，标志着储能行业告别“政策依赖期”，进入“市场驱动期”。
短期来看，需求端回撤、收益端缩水、供给端洗牌的调整不可避免，但这也为行业清除低效产能、优化资源配置创造了条件。
长期来看，电力现货全覆盖、绿电场景扩容、容量补偿破冰三大机遇，结合《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》的推动，将促进新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及智能微电网、虚拟电厂等领域应用的拓展，推动储能从“附属设施”转变为“电力系统核心资产”，市场规模有望进一步突破。
对储能企业而言，唯有摆脱低价竞争的路径依赖，聚焦“技术升级、模式创新、精准布局”，才能在行业转型中占据先机。
未来，具备“高安全、高效率、高收益”能力的企业，将成为储能市场化时代的真正赢家。
而即将举办的“国能网?第十届新能源产业年会”，也将汇聚行业各方力量，助力储能企业在新周期中找准方向，实现高质量发展。
会议通知：2025年，中国储能产业正迎来独立化、规模化发展的重要阶段。长远来看，在新能源入市、绿电直连、虚拟电厂、零碳园区等政策、技术与市场的协同推动下，我国储能产业的应用场景正从核心领域向多元场景延伸，深度融入能源生产与消费全链条。2025第四届储能产业大会（CEIF4th）将于2025年10月11日在上海举行，大会聚焦产业发展现状与未来趋势，围绕构网型储能、光储充一体化、长时储能、储能出海、电力交易、新型能源系统等热点话题展开探讨；同时针对储能设备选型标准、适配性方案，以及储能PCS、储能系统在电网侧/用户侧/户外场景的技术适配与实践深入交流，助力储能产业在新阶段实现质的飞跃，为全球能源转型与可持续发展贡献中国力量。
（编辑：韩语） |
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