2025年，中國儲能行業(yè)迎來了政策密集期，整個政策環(huán)境正在發(fā)生翻天覆地的變化。年初，國家發(fā)改委、國家能源局聯合發(fā)布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)，明確叫停新能源強制配儲，打破了持續(xù)多年的政策驅動發(fā)展模式。

隨后，關于推動電力現貨市場、虛擬電廠、綠電直連、新能源消納和調控、新能源集成融合發(fā)展，以及中長期市場基本規(guī)則、輔助服務市場基本規(guī)則等一系列文件密集出臺。

每一項政策都是整個能源體系變革中不可或缺的一環(huán)，正是國家提出未來十年風電光伏總裝機力爭達到36億千瓦目標的底氣。

2026年初之際，本次將對2025年儲能行業(yè)政策大轉向、行業(yè)發(fā)展趨勢變遷進行復盤，以窺十五五期間儲能產業(yè)（ups儲能）的深層變革。

政策轉向：告別強制配儲時代

2025年2月出臺的136號文作為市場機制的引擎，徹底改變了儲能行業(yè)的游戲規(guī)則。文件明確規(guī)定不得將配置儲能（ups儲能）作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件，從根本上改變了持續(xù)多年的儲能發(fā)展模式。

由于136號文規(guī)定存量新能源項目在2025年6月1日前并網可享受差價結算機制，6月1日后并網的增量項目需完全通過市場競爭確定電價。這一政策直接導致2025年上半年儲能行業(yè)迎來一輪搶裝潮。

根據報告，2025年Q2國內儲能電站新增裝機11.11GW/28.031GWh，同比增長約50%，環(huán)比增長約335%。雖然Q3新增裝機有所下滑，但搶裝潮并未消退，只是從“搶并網”轉向了新一輪的招標熱潮。

儲能電芯出現“一芯難求”的情況，大儲PCS也出現供應緊張的情況，市場熱度高漲，這也意味著，市場對儲能（ups儲能）的實際需求已真正轉向經濟性驅動。

 綠電直連：新能源消納突破口

2025年5月出臺的《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》(發(fā)改能源〔2025〕650號)首次在國家層面為綠色電力直連供電“開閘”，明確新能源發(fā)電無需經過公共電網，可以通過專線直接輸送給特定用戶。

這就從根本上打破了綠電必須經過公共電網交易的傳統路徑，讓源頭到終端的綠電消費成為可能。

為了促進新能源就近就地消納，650號文規(guī)定，綠電直連項目新能源自發(fā)自用電量不低于60%，占總用電量比例不低于30%、2030年起新增項目不低于35%。

而這種就近消納模式無疑需要配套一定的儲能（ups儲能）或靈活調節(jié)能力，而配比則交由具體項目來定奪，讓項目主體實現經濟性的基礎上減少對于電網的沖擊。

更重要的是，2025年9月份發(fā)布的《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》(發(fā)改價格〔2025〕1192號)明確了就近消納項目的價格機制，實行按容(需)量繳納輸配電費，下網電量不再繳納系統備用費。

1192號文同樣沒有強制規(guī)定配置儲能，而是通過收取電網備用服務付費，促使項目方通過配置儲能、調節(jié)負荷等方式，最大程度減少對電網備用容量的依賴，這就對儲能構成了一個完整的激勵機制閉環(huán)。

 零碳園區(qū)：工業(yè)降碳主戰(zhàn)場

2025年7月，國家發(fā)改委、工信部、國家能源局印發(fā)《關于開展零碳園區(qū)建設的通知》(發(fā)改環(huán)資〔2025〕910號)，首次從國家層面為零碳園區(qū)建設提供系統性指引，明確建設要求和衡量標尺，標志著零碳園區(qū)建設進入關鍵的實施落地階段。

根據“十五五”規(guī)劃，要建成100個左右國家級零碳園區(qū)，園區(qū)低碳轉型將進入加速期。

工業(yè)園區(qū)的碳排放主要來自能源活動和工業(yè)生產過程，相比起高成本、高難度的工藝替代，通過能源活動實現碳減排是投資收益更明確、經濟性更高的路徑，而最核心的就是構建高比例的可再生能源供電體系和智慧調控系統。

風光新能源供電比例越高，對儲能的需求就越大，大規(guī)模的零碳園區(qū)建設將催生一大批儲能建設需求。

 虛擬電廠：分布式能源價值放大器

2025年4月份發(fā)布的《關于加快推進虛擬電廠發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源〔2025〕357號)為儲能行業(yè)開辟了全新的價值提升路徑。文件明確設定2030年虛擬電廠形成5000萬千瓦調節(jié)能力的目標，并放寬市場準入、完善價格與輔助服務機制。

這一政策的重要性在于，它正式確立了虛擬電廠作為新型經營主體的市場地位。

2025年12月18日，國家發(fā)改委、國家能源局正式印發(fā)《電力中長期市場基本規(guī)則》(發(fā)改能源規(guī)〔2025〕1656號)，其中提到，直接參與市場交易的電力用戶，不再執(zhí)行政府制定的分時電價。

 盈利突破：電力市場交易+輔助服務+容量補償

儲能項目已從依賴政策補貼逐步轉向多渠道收益，包括參與電力現貨市場、中長期交易、參與輔助服務市場獲得調峰調頻補償及容量電價補償等。

2025年4月發(fā)布的《關于全面加快電力現貨市場建設工作的通知》(394號文)，要求2025年年底前基本實現電力現貨市場全覆蓋，各省現貨市場建設全面提速?，F貨市場價差套利將成為獨立儲能電站主要收益來源之一。

《電力中長期市場基本規(guī)則》正式明確將儲能企業(yè)、虛擬電廠等新型主體納入市場成員，并賦予儲能“雙重身份”，獨立儲能在放電時段按發(fā)電企業(yè)身份參與交易，在充電時段按電力用戶身份參與交易。

隨著新能源消納壓力加劇，電網對儲能電站輔助服務的需求進一步提升，調頻、調峰、備用服務補償正從儲能電站的“額外收益”變成“基礎收益”。

同在2025年4月出臺的《電力輔助服務市場基本規(guī)則》(發(fā)改能源規(guī)〔2025〕411號)，統一調峰、調頻、備用等輔助服務市場機制，明確補償規(guī)則和價格形成，釋放更多靈活調節(jié)資源參與輔助服務。

同時，儲能容量補償和容量電價機制取得突破性進展。隨著強制配儲政策的終結，電源側儲能也在逐漸走向“獨立”，在盈利渠道上，電網側儲能與電源側儲能已基本一致。