储能迈入“价值重构”关键期

转自：中国经营报

专访中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）副秘书长冯思遥

文/张英英吴可仲

2025年，随着“136号文”——《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》的落地实施，储能行业开启了以市场化价值创造为核心的全新发展阶段。新型储能装机规模持续攀升，应用场景不断拓宽，AIDC（人工智能数据中心）储能异军突起，成为新增长引擎，收益模式也愈加清晰，走向多元化、市场化。

在政策引导、技术创新与市场需求的驱动下，储能作为新能源消纳核心支撑、电力系统调节枢纽的价值愈发凸显。但与此同时，储能行业发展也面临贸易壁垒、“内卷式”竞争、市场机制待完善等挑战和问题。

“十五五”开局之年，储能行业的发展将出现哪些新的趋势和变化？ 为此，《中国经营报》记者对中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）副秘书长冯思遥进行了专访。

收益模式多元化、市场化

《中国经营报》：过去一年，国内储能行业发展态势如何？ 出现了哪些重要变化？

冯思遥：过去一年，国内新型储能总体呈现“规模继续增长、应用加速分化、价格深度调整、竞争从拼规模转向拼交付与安全”的态势。

一是，规模维持高位增长，区域集聚更明显。截至2024年年底，全国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，2025年上半年新型储能装机规模已增至9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年年底增长约29%；内蒙古、新疆装机规模领跑，云南、山东、河北等地处于第一梯队，南方地区增速较快。

二是，“强制配储”边际弱化，“独立/共享储能”与市场化收益导向增强。在电力市场机制加速完善的背景下，储能从“新能源并网配套”逐步走向“系统灵活性资源”，独立储能、共享储能、调频调峰等“可交易服务”的权重上升。

三是，竞争逻辑发生变化，即从“卷价格”走向“卷安全、卷质保、卷全生命周期成本”。招投标价格快速下探带来短期装机“看上去更热”，但也倒逼行业回归工程交付能力、系统效率、寿命衰减、可用率与安全冗余设计等“硬指标”。

《中国经营报》：“136号文”落地后，不同应用场景或区域的储能收益模式受到哪些影响？

冯思遥：“136号文”核心是推动新能源上网电量全面进入电力市场，价格由市场交易形成，并完善现货、中长期和绿电等机制。同时，明确了“新老划断”安排。

对储能的影响，可概括为一句话：储能收益从“政策型配套”加速转向“市场型叠加”，区域差异显著放大。

总体来说，不同应用场景收益逻辑更清晰。源网侧/大基地配套储能领域，电价市场化后，新能源收益波动加大，储能“平滑出力、减少弃风弃光、参与现货套利与辅助服务”的价值更突出；但能否兑现取决于当地现货市场规则、限价机制、辅助服务补偿强度与调度调用频次。对独立储能电站而言，更依赖“价差套利+辅助服务+（可能的）容量/可靠性补偿”的组合。近期，在多地招标中，独立储能占比提升，且系统向更长时长演进，反映出市场对“可调度、可保供”能力的定价诉求在增强。

用户侧（工商业）储能领域，在电力市场化改革深化背景下，工商业储能的收益逻辑正从“固定峰谷价差套利”转向“更依赖动态价格信号与多元化收益叠加”。比如，需量管理、配电容量优化与提升供电可靠性；当电力现货与分时电价进一步联动，用户侧会出现更丰富的“动态套利+需求响应”机会，但也对运营能力（EMS、预测、聚合）提出更高要求。

当前，储能行业仍亟待解决一些痛点与难点：

一是，收益机制不稳定、叠加难。尽管储能理论上可同时参与辅助服务、电力现货市场套利、需求响应以及绿证/绿电交易等多种价值回收渠道，但在实际操作中，受限于各地市场规则不统一、调度与结算机制割裂、容量复用限制等因素，多重收益往往难以协同兑现，导致项目经济性预期落空。

二是，调用与考核机制不匹配。频繁调用可能加速系统衰减，但补偿未充分覆盖寿命成本；缺少基于设备寿命的精细化补偿和考核机制。

三是，安全与保险成本上升。在低价竞争下，安全冗余、热失控防护、消防系统、运维体系等关键环节是否“被成本挤压”已成为行业隐忧。

四是，并网与调度边界问题。独立储能的并网指标、调度优先级、容量可用率、性能验证与长期可追溯仍需标准化。

更重视市场规则和系统价值

《中国经营报》：2026年是“十五五”开局之年，你对于储能的发展有何预期？

冯思遥：“十五五”开局之年，行业将进入“高增长，但更重质量、更重市场规则、更重系统价值”的新阶段。

首先，从“规模扩张”走向“结构优化”。一方面，装机规模仍将保持增长；另一方面，将从“2小时为主”逐步向更长时长、可保供属性更强的配置演进。

其次，在市场格局上，头部集中度继续提升，但细分赛道会分层。大储系统集成、电芯、PCS、EMS、消防与运维服务等将出现更高的“交付门槛”；同时，面向工商业的聚合运营及电网的辅助服务运营，将形成新的专业化玩家。

最后，在政策支持方向上，发展重心将从“装机指标”转向“可交易的系统服务”，进一步激活储能的价值。

基于此，建议接下来的政策重点放在三个方向：电力市场规则完善（现货、中长期交易、辅助服务、需求响应等机制的衔接与结算透明度），容量补偿机制探索（让“保供价值”可定价），安全与全生命周期监管（加快制定多环节标准、强化检测认证、加强质量追溯、完善保险与责任体系）。

《中国经营报》：未来两年储能技术趋势如何？哪些方向有望突破并成为新增长点？

冯思遥：“百花齐放”的技术格局将延续，但技术演进更强调安全底座和经济性（含寿命）两条主线。锂电仍是主力，但系统将加速“长时化、平台化、标准化”。长时系统（4小时及以上）的需求占比提升，将推动系统能量效率、热管理、寿命模型、运维体系升级。

非锂技术从“示范”走向“可复制场景”。压缩空气、液流、钠离子等在2025年出现百兆瓦/百兆瓦时级应用突破，未来两年关键看能否在“长时、低度电成本、安全适配”上形成规模化商业闭环。

我认为，新增长点更可能来自“系统能力”而非单点器件，包括更高可靠性的BMS和EMS、基于数据的寿命评估与质保定价、面向交易的预测与调度算法，以及储能与虚拟电厂、需求响应的深度融合。

《中国经营报》：你如何看待储能行业“内卷”？ 对2026年电芯及系统价格趋势有何判断？

冯思遥：“内卷”本质是阶段性供需错配与同质化竞争的外在表现。2025年，储能招投标价格快速下探，甚至出现极限报价案例，引发行业对质量与可持续性的担忧。

我对价格趋势的判断更偏向“先稳后分化”。根据媒体与行业的跟踪数据，储能314Ah电芯价格在2025年上半年报价范围集中在0.26元/Wh—0.38元/Wh区间，下探空间收窄，但会随着供需、原材料、海外订单节奏出现波动。在储能系统端，低价中标将倒逼行业重新审视“全生命周期成本”。当储能时长从2小时向4小时及更长时长迁移，并对交付与可靠性要求提升时，系统价格可能呈现“低端继续内卷、重质保与长时产品出现溢价”的分化格局。

站在协会的角度上，我更想强调的是：治理“内卷”不能只靠“喊停”，要靠“规则+标准+信用”。建议在招标评价体系中提高可用率、衰减、效率、质保条款、运维能力、事故责任与保险等权重，让“劣币难驱逐良币”。

AI影响不会停留在“概念”

《中国经营报》：海外储能市场需求有哪些机遇？ 面对贸易壁垒，你对企业出海有何建议？

冯思遥：海外机会正在从“少数市场”扩展为“多点开花”。主流研究和机构观点普遍认为，除欧美传统市场外，中东、印度、澳大利亚、拉丁美洲等新兴市场的大储需求在加速涌现；同时，AIDC新负荷也在带动配储需求。

但必须正视，贸易壁垒与本地化要求趋严，且存在从产品端延伸到供应链、合规、数据与安全标准的“系统性门槛”。要关注部分海外市场在政策与限制条款上存在的不确定性，把控中长期需求节奏可能存在的变化。

我建议，一是把“合规”当成产品的一部分。提前对接当地并网规范、消防安全标准、网络安全与数据合规、碳足迹与供应链尽调。二是从“卖设备”升级为“交付能力+运维能力+金融能力”一体化服务。重视海外客户对产品可用率、质保兑现、备件体系与响应速度的需求，提升全生命周期价值。三是适度本地化与多元化布局。在关键市场建立本地服务、组装、合作伙伴网络，分散关税与政策风险。四是审慎对待“低价换市场”。海外项目一旦出现安全或履约问题，代价远高于国内。

《中国经营报》：AI将从哪些维度重塑储能行业？

冯思遥：AI对储能的影响不会停留在“概念”，当前正在三条链路上快速落地。一是研发与制造层面，用AI做电化学机理建模、材料筛选、工艺参数优化与质量缺陷识别，提升一致性与良率并缩短研发周期；二是运营与交易层面，在电力现货与辅助服务场景中，AI可用于价格预测、负荷预测、调度策略优化、寿命成本最优化，将“收益最大化”和“衰减最小化”统一到同一个策略框架；三是安全与运维层面，通过追踪多源数据（电芯、环境、热管理、消防）构建早期预警与预测性维护体系，不仅能提升系统可靠性，也能推动保险定价、质保定价更科学。

对企业而言，新的机会在于从“设备商”走向“数据与服务商”：第一，储能即服务（ESaaS），提供面向园区和工厂的“降本增效+保供”综合服务；第二，聚合运营/虚拟电厂，把分布式储能、充电桩、可控负荷聚合为可交易资源；第三，面向AIDC新型负荷的“高可靠供电解决方案”，把储能、UPS、微网、调度策略打包交付。