全年新增装机超175GWh！中国储能靠什么继续增长？

中国储能网讯：2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布的136号文件明确，新能源发电项目不再强制要求配套建设储能。这意味着，过去几年支撑储能高速增长的最重要政策基础被抽走。

彼时，业内的主流判断是：储能装机将明显降速，项目投资热情将迅速冷却。然而，行至2025年结束，数据却给出了一个几乎完全相反的答案。

强制配储取消，储能却迎来“装机大年”

从2025年全年新增装机数据来看，136号文并未让储能行业降温，反而成为一个重要的分水岭。

据CESA储能应用分会产业数据库初步统计，2025年，国内新型储能新增装机达58.6GW/175.3GWh，同比增长38%（功率）/60%（容量）。截至2025年年底，国内新型储能累计装机133.3GW/351.7GWh，同比增长78%（功率）/99%（容量）。

其中，2025年电网侧独立/共享储能新增装机规模达41.1GW/123.1GWh，占比70.11%（功率）/70.23%(容量)，同比增长56.23%（功率）/89.89%（容量）。电源侧新增装机12.4GW/38.5GWh，占比21.11%（功率）/21.79%(容量)，同比增长-8.1%（功率）/0.25%（容量）。用户侧储能新增装机规模为5.2GW/13.7GWh，占比8.78%（功率）/7.8%(容量)，同比增长92.89%（功率）/115.18%（容量）。

从国内各省份来看，2025年，内蒙古新型储能新增装机13.2GW/51.6GWh，容量占比为29.46%，领跑全国。新疆新增装机6.9GW/25.9GWh，容量占比14.77%，位列全国第二；江苏新增装机4.1GW/12.2GWh，容量占比6.98%，居全国第三；甘肃新增装机3.6GW/12.1GWh，容量占比6.9%，在全国排在第四。此外，云南新增装机11.6GWh，河北、青海、山东、宁夏、广东等省份新新增装机均超过5GWh。

这些数据背后传递出的信号十分清晰，中国储能行业的增长动力，正从“政策驱动”快速切换至“市场驱动”。过去，储能更多是新能源项目的“附属品”。电源侧储能作为必要成本，被纳入风电、光伏项目的整体财务模型；电网侧储能则通过容量租赁、调峰考核等方式获得相对确定的回报。

而在取消强制配储之后，储能电站正逐步以独立经营主体的身份，直接面对电力现货市场、辅助服务市场和容量机制，开始“自负盈亏”，这意味着整个行业的商业逻辑、商业模式和投资主体结构都在发生深刻变化。

四大趋势重塑储能行业走向

从2025年取消强配后的行业实践来看，中国储能行业至少正在朝着四个趋势发展。

趋势一：源网侧储能，从“配套成本”走向“独立资产”

在源网侧，储能收益结构正在被三大市场机制重塑。

电力现货市场。截至2025年11月，全国省级电力现货市场已基本实现全覆盖。但“从无到有”并不意味着“成熟可用”。不同省份在出清周期、价格限值、储能参与身份等方面差异巨大，直接决定了储能的套利空间。

例如，山西在2025年将现货市场出清周期从15分钟压缩至5分钟后，储能电站的响应价值显著提升，叠加调频市场开放，一些项目的度电综合收益达到0.4—0.5元，内部收益率（IRR）升至15%—20%。

辅助服务市场。调峰、调频、备用、爬坡等服务，是储能技术优势最集中的领域。但目前，全国仅有部分省份建立了相对完整的辅助服务市场，且规则高度分散，收益高度依赖地方政策设计。

容量成本疏导机制。这是当前行业关注度最高、也是最具决定性的变量。在现货和辅助服务收益仍存在波动的情况下，缺乏容量补偿或容量电价，储能投资难以形成稳定预期。

目前，各地探索主要分为两类路径，一是容量补偿，由发电侧分摊；二是容量电价，通过系统运行费向用电侧传导。业内普遍认为，容量电价的可持续性更强，有望成为全国性推广方向。不同机制下，独立储能项目的IRR差异可达数倍，直接影响资本流向。

趋势二：用户侧储能，峰谷价差不再是“安全垫”

用户侧储能，尤其是工商业储能，一直被视为市场化程度最高、商业逻辑最清晰的细分领域。但这一逻辑，正在发生根本动摇。

2025年，多地分时电价政策经历高频、剧烈调整。计价基数、峰谷时段、浮动比例乃至目录电价规则均被重塑。以江苏、浙江为代表的传统“高收益区”，峰谷价差普遍缩小25%—30%，直接冲击储能项目测算模型。

更具标志性意义的是四川。其发布的电力市场方案，尝试取消行政设定的固定峰谷差，让电价完全由市场供需决定。尽管推进节奏有所放缓，但方向已经十分明确，分时电价将与电力现货市场深度耦合。

在这一背景下，储能企业不得不寻找新的收益来源，包括需求侧响应、虚拟电厂、电力现货交易等。但这些模式尚未完全跑通，短期内难以替代传统价差套利。

趋势三：新型电力系统，需要多少灵活性资源？

决定储能行业长期规模的，并非短期政策，而是以风光为主体的新型电力系统，对灵活性调节资源的真实需求。到2030年，中国风光装机预计超过28亿千瓦。随着“沙戈荒”大基地等外送新能源项目增多，部分项目的配储比例已提高至40%，显著高于市场普遍假设的10%—20%。

电力规划总院有限公司党委书记、总经理胡明指出，为满足2030年全国13万亿千瓦时以上用电需求，促进28亿—30亿千瓦时左右新能源消纳，预计“十五五”时期，中国新型储能装机规模有望达3亿千瓦。

趋势四：投资主体更替，第三方力量崛起

2025年10月，一个具有标志性意义的变化出现，即第三方企业投资的源网侧储能投运规模，占比首次超过央企。其背后的主要因素，一方面是央企在“十四五”目标完成后的阶段性收缩，另一方面则是市场化资本对储能盈利模型的重新评估。

与此同时，在用户侧，高耗能企业正迅速成为储能投资的主力军。冶金、化工、纺织、电解铝、数据中心等行业，将储能视为兼具能源管理、成本控制和碳资产属性的战略性资产。在光储成本持续下降的背景下，自建光储系统的度电成本已接近甚至低于燃煤标杆电价，这使得储能不再只是“节能工具”，而是可以直接参与企业核心竞争力构建。

中国储能已进入新周期

过去几年，中国储能的高速增长，建立在新能源强制配储的制度红利之上。这种模式的本质，是以行政力量替市场完成需求创造。当这层“外力”退场，真正留下来的项目，必须在现货价格波动、辅助服务竞争和容量价值博弈中证明自身存在的合理性。中国储能，终究要靠市场站稳脚跟。

今天，超175GWh的2025全年新增装机数据已经给出明确答案：储能没有退潮，而是换了一种生长方式。装机继续增长，但结构发生转向；项目仍在上马，但收益逻辑更为复杂；资本并未撤离，只是变得更加挑剔。

这意味着，中国储能行业正在完成一次关键跃迁，逐步从“被动配套”走向“主动配置”，从“政策拉动”走向“市场定价”，从“装机竞赛”走向“运营与服务能力比拼”。

当储能项目真正成为新型电力系统中可被定价、可被调度、可被长期持有的核心调节资源时，才能在电力市场中发挥更大的服务价值并获得价值回报，才能激励投资者信心，形成适用于不同应用场景的商业化运营模式，从而更好推动中国储能产业实现可持续的规模化发展，并进入一个更成熟、也更具全球竞争力的新周期。