2025年初，中国取消了“强制配储”政策，不再要求新建风电和光伏项目必须配建储能。这项被称为“136号文”的政策意味着，储能建设不再依附于风光项目审批，而是必须依靠市场自身的力量发展。
政策解绑后，中国储能扩张并未出现明显回落，反而稳定增长。与此同时，中国电池和电池储能系统的出口创下历史新高，2025年前9个月同比增长24%。
然而，这种快速扩张也伴随着不确定性：市场化条件下，储能行业如何建立稳定的盈利模式？在贸易壁垒和地缘政治压力下，出口如何持续发展？
强制储能的兴起与退场
“强制储能“政策的核心前提很简单：可再生能源的发电量受天气影响而呈间歇性波动，储能成为解决这一问题的关键工具。
抽水蓄能一直是最常见的储能方式，不过近年来，锂电池、液流电池、压缩空气储能、机械储能等为代表的“新型储能”快速发展，装机容量不断攀升。其中，锂电池占据主导地位。
2017年，青海省率先推行“强制配储”，起到示范作用。随后，国家自2020年起出台多项政策，鼓励储能发展。在此背景下，各省在实施中明确了储能配置规模和建设要求，从鼓励逐步过渡到强制，要求新能源项目必须按一定比例配置发电侧储能，一般在5%至20%之间。
这一政策直接催化了新型储能的爆发式增长。根据中关村储能产业技术联盟(China Energy Storage Alliance，简称CNESA)的数据，2024 年，中国新型储能新增装机约 43.7 吉瓦，累计规模首次超过了抽水蓄能。
然而，政策实施中的诸多矛盾也随之显现。
首先，大量电源侧储能并未真正参与系统调度。中国电力企业联合会数据显示，2022年，新能源配建储能平均实际放电量只有理论最大放电量的6.1%。截至2024年6月，新能源配建储能日均运行时间仅为3.74小时。
国网冀北电力有限公司高级工程师王泽森曾表示，利用率低的原因主要有两个：一是有些地区风光资源丰富，但电力输送能力有限，无法把电送到用电高峰地区；二是一些储能装置容量较小，或者主要按固定模式运行，无法灵活响应电网调度需求。
不仅如此，配储机制还引发了设备质量隐忧。根据中国能源报的报道，由于储能在项目方眼中更像是配套成本，而不是独立收益来源，投资者往往倾向于压低价格，选择低质量的电芯，长期运行存在严重的消防隐患。
在此背景下，2025 年2月发布的“136 号文”取消了储能作为新能源项目的并网前置条件。但国家推动储能发展的步伐未减缓。2025年9月发布的行动方案提出，到 2027 年中国“新能源储能系统”规模将达到 180 吉瓦，约为当前水平的两倍。
中关村储能产业技术联盟研究经理李晨飞告诉对话地球：“强制配储的退出带来了两方面的影响：一方面，为了锁定旧有政策下相对确定的项目收益，新能源项目选择加速工程进度在5月31日以前并网，而这些项目仍要求强制配储，从而出现了抢装潮，推动了上半年储能装机量增长；另一方面，行业从政策驱动逐步向市场驱动转变，要求企业提升技术和运营能力。”
2025年第一季度，国内新增投运新型储能项目装机量首次下滑，随后迅速回升。根据国家能源局的数据，截至2025年9月底，中国新型储能装机规模已经超过了1亿千瓦，相较于2020年末增长超30倍，占全球总装机比例超过40%。绿色和平气候与能源资深项目主任姚祎告诉对话地球：“这说明新型储能的真实需求基础依然是稳固的，短期波动并没有改变整体增长趋势。”
中国可再生能源装机仍在持续攀升，截至2025年9月底，全国可再生能源装机达到21.98亿千瓦，同比增长27.2%。根据新一轮国家自主贡献目标，中国计划到2035年装机36亿千瓦。风光占比越高，系统调节需要越迫切。“新能源的波动性并不会因为强制配储政策的退出而减弱，在调峰、调频、减少弃光弃风等环节里，储能依然不可或缺。” 姚祎说。
市场化改革下如何盈利？
虽然储能具有多重价值，但是长期以来始终面临着“盈利难”的问题。
目前，储能的盈利主要来源三方面：一是电价差收益，通过“谷时充电、峰时放电”赚取差价；二是辅助服务收益，为电网提供调峰、调频等服务，保持电网稳定；三是容量补偿收益，作为“随时待命的备用电源”，根据能提供的可用容量拿到固定补偿。
辅助服务是指除正常电能生产、输送、使用外，发电、用电两侧主体提供的系统调节服务，是保持系统稳定的“调节器”。
随着新能源装机比例不断提升，电力系统灵活性需求激增、中国各地结合实际情况，逐步探索建立调峰、调频、备用等辅助服务市场。截至2025年4月，共有16个省建立调峰市场，15个省建立调频市场，2个省建立爬坡市场。中国六大区域电网均建立了调频、备用、调峰市场。
2025年4月，国家发文要求到 2025 年底基本实现电力现货市场覆盖全中国，为储能提供“充低放高”获得价差收益的基础。不过， 2025年以来，在新能源装机占比较高的省份，峰谷价差已经明显收窄。
李晨飞表示：“传统运行模式下，储能企业依赖容量租赁和固定充放电电价进行峰谷套利获取收益，收益模型相对固定。但进入电力交易市场后，储能企业若想最大化收益，就必须更加精细地控制何时充电、何时放电，同时需要在现货、辅助服务（如调频）等多个市场进行策略优化和风险控制，让系统在不断变化的市场环境中以最优方式运行。此外，储能还要能够获得容量补偿，体现其容量价值。”
事实上，早在几年前，部分试点地区（如广东、福建、山东等）就已允许储能参与现货交易和电网辅助服务。然而，实际运营中，储能项目仍面临收益不足的困境，主要原因包括峰谷价差不足，而且提供辅助服务所需的额外电力成本过高。
例如，在广东，2024年6家独立储能参与了现货与辅助服务市场，但由于峰谷价差仅0.167元/千瓦时，加上提供辅助服务产生的电费支出，全年净亏损达到2138万元。
然而与此同时，随着新能源装机占比上升，电网对调频、调峰等辅助服务的需求进一步激增。截至2025年底，全国已有超20省市明确辅助服务补贴标准。
李晨飞以“调频”为例解释，目前中国的调频服务仍以较为简单的二次调频为主，与国外成熟市场相比仍有差距，主要体现在服务类型和精细化程度相对有限。但从趋势来看，辅助服务市场未来会随着新能源占比提升而不断扩容，并出现更多细分品类，包括调频、备用、爬坡、惯量响应等。“这些新型服务品种的陆续出现，将为储能提供更丰富、更稳定的收益来源。“他说。
一些省份还在探索“容量补偿机制”，即储能公司可以根据其“有效容量”获得固定费用。内蒙古按照发电量补偿0.35元/千瓦时（2026年后降至0.28元/千瓦时），甘肃和宁夏则根据服务小时数和容量等级补偿。
李晨飞表示：“在当前过渡期，用发电量方式进行容量补偿确实能刺激储能建设。但从长期看，按照有效容量补偿更能体现储能通过为电力系统提供容量充裕度来维持电网安全的作用，且更容易与火电、抽蓄等其他调节资源的容量补偿规则进行衔接。”
姚祎则认为，除了价格机制外，技术和监管也面临挑战。虽然不少省份已密集出台容量补偿政策，但如何从技术和监管层面清晰界定并量化储能所提供的“有效容量”、可持续服务时间以及服务质量，目前仍缺乏统一标准。“如果标准不统一，不仅难以在不同地区之间进行比较，也会增加未来跨省、跨区电力交易的复杂性。”她说。
总体来看，中国储能未来的盈利模式会形成“三驾马车”：现货市场带来短期的价格差收益，辅助服务提供维稳支持的服务费，容量补偿在过渡期可以保证一定收入。
正如姚祎总结的那样：储能价值能否体现，需要政策、市场和技术三方面一起发力。
出口：机遇挑战并存
国内储能市场在政策解绑后依然保持稳健增长，而随着全球新能源的渗透率持续提升，全球储能市场也迎来了爆发式的增长。
凭借成熟的供应链和成本优势，中国企业出口表现突出。根据行业协会统计，2025 年前九个月，中国企业签下 308 个海外储能订单，总规模超过 210 吉瓦时，同比增长超过一倍，其中欧洲、澳大利亚和中东成为主要增长市场。
2024年，中国储能锂电池出口中欧美市场占比高达73%。但是，美国高额关税政策直接收缩了对华储能需求。姚祎分析道：“在电池法案等政策的压力下，欧洲未来也有可能逐步降低对中国供应链依赖。相对而言，东南亚、中东和非洲等新兴市场潜力更大。例如越南政府已经明确要投入大量资金来支持可再生能源发展，这对中国企业提供了新的增长机会。“
但出口热潮也带来隐忧。激烈的竞争使部分厂家加入价格战，根据人民日报的报道，目前约三分之一的储能系统集成商以低于成本的价格销售产品，且国内的“价格战”已经蔓延至海外市场，企业盈利能力严重下滑。
姚祎指出，中国储能企业在“出海”时必须警惕低价竞争对行业生态的破坏，避免重蹈光伏行业的覆辙。她强调，企业应提升产品质量、运维能力和技术标准，以维持行业可持续发展和良好的国际形象，促进全球能源转型。“光伏行业的经验告诉我们，过度压价不仅会扰乱市场，也会损害中国企业自身的长期利益。”
此外，中国企业在开拓海外市场时，还需关注目的地国家的产业依赖风险，兼顾本地制造能力的培育和技术合作。“如果当地市场长期只依赖进口中国设备，可能会抑制本地产业体系的发展。许多国家已经逐步意识到这一点，并希望通过更深层次的项目合作，来提升本地产业能力建设水平。”姚祎说道。
随着强制性政策的取消，中国储能行业的未来将取决于其在市场、政策和全球竞争中的表现。
