2025年，中國儲能行業迎來了前所未有的政策密集期，整個政策環境正在發生翻天覆地的變化。

年初，國家發改委、國家能源局聯合發布《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展的通知》(發改價格〔2025〕136號)，明確叫停新能源強制配儲，打破了持續多年的政策驅動發展模式。

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、新能源集成融合發展，以及中長期市場基本規則、輔助服務市場基本規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，相互交織形成的政策矩陣，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。

年末之際，本文將對2025年儲能行業政策大轉向、行業發展趨勢變遷進行復盤，以管窺十五五期間儲能產業的深層變革。

01 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的游戲規則。文件明確規定不得將配置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多年的儲能發展模式。

這一政策轉折，并非簡單意義上的政策退坡，而是驅動邏輯的根本性轉變，從政策驅動轉向市場驅動。

如果說136號文是引爆變革的導火索，那么后續一系列政策則是構建新生態的骨架。

目前，除西藏外，其余內陸省份的136號文承接文件均已出臺，雖然多數省份明確不再將租賃、配置儲能作為新能源項目核準、并網、上網等的前置條件，但也有部分省份繼續按要求配儲并鼓勵新增項目租賃或配置儲能。

由于136號文規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年上半年儲能行業迎來一輪搶裝潮。

根據中電聯報告，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，市場對儲能的實際需求已真正轉向經濟性驅動。

02 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展有關事項的通知》(發改能源〔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號文規定，綠電直連項目新能源自發自用電量不低于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或靈活調節能力，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月份發布的《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》(發改價格〔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。

03 零碳園區：工業降碳主戰場

2025年7月，國家政策明確在電解鋁行業的基礎上，增設鋼鐵、水泥、多晶硅行業和國家樞紐節點新建數據中心綠色電力消費比例，其中，鋼鐵、水泥、多晶硅行業要求綠電消費比例為25.2%～70%，數據中心綠電消費比例為80%。

在這個基礎上，10月13日，國家發展改革委向社會公開征求《可再生能源消費最低比重目標和可再生能源電力消納責任權重制度實施辦法(征求意見稿)》意見，能源消費降碳將成為更多行業的硬性約束。

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

根據“十五五”規劃，要建成100個左右國家級零碳園區，園區低碳轉型將進入加速期。

工業園區的碳排放主要來自能源活動和工業生產過程，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，大規模的零碳園區建設將催生一大批儲能建設需求。

04 虛擬電廠：分布式能源價值放大器

2025年4月份發布的《關于加快推進虛擬電廠發展的指導意見》(發改能源〔2025〕357號)為儲能行業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，國家發改委、國家能源局正式印發《電力中長期市場基本規則》(發改能源規〔2025〕1656號)，其中提到，直接參與市場交易的電力用戶，不再執行政府制定的分時電價。

高工儲能此前曾指出，2025年江蘇、浙江分時電價調整的共同點在于，弱化“固定價差”對工商儲的盈利支撐，倒逼行業脫離“依賴價差套利”的單一模式。

新能安儲能事業部中國區總裁馬金鵬表示，行政分時電價正在退場，零售分時電價已然來臨。

新巨能總經理馬博強調，工商業儲能作為靈活資源參與表前市場，平抑高比例新能源入市所造成的現貨價格波動，才是行業發展的終極目標。他預測，5年內，國內工商業儲能的批發側表前收益將遠超零售端表后收益。

單個儲能電站的調節能力有限，而虛擬電廠聚合是工商業儲能項目形成規模化的可調度容量，實現表前收益的重要路徑，被視為真正打開分布式能源調節能力和盈利能力的關鍵鑰匙。

05 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。現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則》正式明確將儲能企業、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電企業身份參與交易，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則》(發改能源規〔2025〕411號)，統一調峰、調頻、備用等輔助服務市場機制，明確補償規則和價格形成，釋放更多靈活調節資源參與輔助服務。

同時，儲能容量補償和容量電價機制取得突破性進展。具體來看，內蒙古、新疆針對獨立儲能建立了按放電量補償的容量機制;河北制定了獨立儲能容量電價;山東實施了包含儲能在內的發電側容量電價機制，甘肅、寧夏發布有關建立發電側容量電價機制的征求意見稿。

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。