数字储能网讯：

导语：三大政策，分别对应新型储能三大主要应用场景。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，截至2025年底，中国新型储能累计装机139.2GW/373GWh，较2024年底增长了86.5%（功率）/111.4%（容量）；2025年，中国新型储能新增装机规模为64.6GW/196.5GWh，较2024年增长了52%（功率）/79.3%（容量）。

分应用场景来看，电网侧储能新增装机43.6GW/132.4GWh，占全国年度新增装机总量的67.5%（功率）/67.4%（容量），同比增长65.6%（功率）/104.2%（容量）；电源侧新增装机15.7GW/50.5GWh，占比24.3%（功率）/25.7%（容量），同比增长16.7%（功率）/31.4%（容量）；用户侧新增装机5.3GW/13.7GWh，占比8.1%（功率）/7%（容量），同比增长96.5%（功率）/115.2%（容量）。

图 2025年中国新型储能各应用场景新增装机

产业强劲发展势头背后，离不开国家政策的接续助力和关键引导。过去的一年多时间中，能源电力行业政策频出，其中，有三大重磅行业政策对新型储能的影响最为直接且重要，并且分别对应三大主要应用场景。

电源侧储能：

136号文，宣告“强制配储”时代落幕

2025年2月9日，国家发改委、国家能源局发布《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（发改价格〔2025〕136号）》（简称“136号文”），强调“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。

至此，“强制配储”时代正式落幕。电源侧储能在“强制配储”时代遗留的“建而不用”模式、以及由此衍生出来的“租而不用”的容量租赁模式，都将难以为继。

电源侧储能的传统收益模型中，主要由“容量租赁+辅助服务+偏差考核”几部分构成，123号文之后，新能源全面入市交易，“辅助服务”“偏差考核”这两项与新能源发电侧紧密捆绑的收益，基本不会有巨大变化；“容量租赁”会因“租而不用”模式的衰退而减弱；此外，通过参与发电侧电力现货交易获取价差收益，将成为电源侧储能一项重要新增收益。

市场开始呼唤电源侧储能真实的利用价值。可以说，随着“强制配储”的彻底终结，源侧、网侧储能的真实价值不再泾渭分明，电源侧储能在政策解绑中走向真正“独立”，也在这个转型的过程中，以“独立储能”的角色重新登台。山东、河北、宁夏等多地政府及能源主管部门相继出台相关政策，鼓励和支持配建储能转为独立储能。

值得一提的是，136号文下发之初，行业内关于结束“强制配储”对新型储能的影响，普遍持悲观态度，认为会在一定时期内影响装机热情。

然而，根据CESA储能应用分会产业数据库追踪的月度数据来看，市场的反应比行业的预期更为乐观——除了2、3月份装机规模较少，低于5GWh，其余各月装机规模均超过5GWh，平均月度装机规模接近10GWh。此外，5月装机超过20GWh，12月更是超过85GWh。

电网侧储能：

114号文，打造“基本工资+绩效工资”全新收入体系

2025年，无论是从新增装机规模，还是同比增速角度来看，电网侧储能都是三大应用场景中，涨势最为突出的领域。

在电网侧储能的收益版图中，由于国内部分地区的电力市场体系尚不够健全，仅依靠电能量收入和辅助服务收入这些波动的“绩效工资”，储能难以实现成本回收。这其中，缺失的关键一块拼图正是保底的“基本工资”、电网侧储能实现商业价值的核心——容量电价机制。

2026年1月30日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》（以下简称“114号文”）。文件指出，“各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制”。

至此，电网侧储能正式进入“基本工资+绩效工资”的收入新时代。

114号文的出台，可谓恰逢其时。

截至2025年底，我国电源装机达到38亿千瓦，其中新能源装机达到18亿千瓦，占比47.4%。目前青海、宁夏、甘肃等8个省（区）的新能源装机占比已经超过50%，青海、甘肃、吉林等8个地区的发电量占比已超过30%。风光电源的蓬勃发展，为我国构建绿色生产生活方式注入了强劲动力，但其固有的间歇性与波动性也给电力系统安全稳定运行带来了严峻考验。

此前，为了适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应，国家曾针对发电侧电价结构性改革的采取了多次重大举措——

2021年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）出台，完善了抽水蓄能两部制电价政策；2023年，《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）下发，建立了煤电容量电价机制。

114号文的出台，终于补齐了最后一块拼图。文件的印发，标志着我国电力市场建设背景下，电价形成机制取得重要进展，对保障电力容量可靠充裕、促进各电源品种转型定位、稳定预期激励带动投资具有里程碑式重大意义。

除此之外，114号文，进一步理顺了电力容量价值体系，既是对已有实践经验的系统总结与机制衔接，更是在“十五五”开局之际针对电力转型关键问题所作的前瞻性布局。

用户侧储能：

1656号文，“工商业分时电价”陆续退场

用户侧是工商业储能的主战场。利用工商业分时电价政策，在电价低谷时段充电，高峰时段放电，利用峰谷价差套利，这是当前工商业储能最主要的收益来源。

而工商业分时电价，是由各省政府相关价格部门依据省内电力批发市场的交易价格，划定峰、平、谷时段范围和电价上下浮动比例，以此作为售电公司和电网企业在零售市场售电价格的直接标准。

然而，随着电力现货市场在全国范围内的铺开，这种“按市场价格购电+按分时价格售电”的模式越发不符合市场发展需求，迫切期待变革。

2025年12月26日，国家发改委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则（发改能源规〔2025〕1656号）》（简称“1656号文”），文件指出：“对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。”

1656号文所指“对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段”，正是对售电公司的下游售电环节做出了关键调整——不再以工商业分时电价强行干预，促进上游批发环节的市场竞争价格水平和变化趋势，“同频”贯彻到下游零售环节。

倘若工商业储能业主是向售电公司购电，而售电公司又因为1656号文而取消分时电价类型的套餐，那么该业主传统的峰谷价差套利模式就不再适用。

这样的变化将直接推动工商业储能逐步从单一峰谷套利的收益模式，发展为以峰谷套利为主，主动参与需求侧响应、虚拟电厂聚合、备用电源保障为辅的多元收益模式，由此提升综合收益。

136号文、114号文、1656号文三份重磅文件为全场景下的新型储能提供了战略性支撑，通过系统规划进一步，优化发展环境，明晰发展方向与路径，为储能产业的高质量发展保驾护航。

“十五五”大幕已启，新型储能的灵活调节能力日益凸显，在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强。日前，国家能源局召开例行新闻发布会，能源节约和科技装备司副司长边广琦谈道：“下一步，国家能源局将认真贯彻落实党的二十届四中全会精神，科学编制好“十五五”新型储能发展实施方案，健全完善新型储能政策管理体系，持续深化技术产业创新，大力推动新型储能高质量发展，有力支撑新型能源体系和新型电力系统建设。”