中國儲能網訊：2025年初，136號文件橫空出世，我國的新能源行業(yè)隨之進入了旨在加快構建新型電力系統(tǒng)、推動新能源市場化進程的政策密集且深入的調整期。
從政策過山車到市場馬拉松，儲能行業(yè)也正經歷從"政策依賴"到"價值創(chuàng)造"的涅槃重生。
這一過程不僅重構了儲能行業(yè)底層邏輯，更催生了技術迭代、模式創(chuàng)新與生態(tài)重構的系統(tǒng)性破局。
搶裝潮來了嗎？
2025年2月9日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)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(fā)展的通知》（業(yè)內稱之為“136號”），該文件明確，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,標志著推動中國儲能產業(yè)近幾年高速發(fā)展卻因“建而不調、建而不用”飽受詬病的強配儲時代謝幕。
另一方面，文件明確推動新能源上網電量全面進入電力市場，標志著新能源電價全面市場化時代的開啟，儲能產業(yè)將由“政策驅動”向“市場驅動”轉型。
文件以2025年6月1日為節(jié)點，對新能源項目實行“新老劃段”，推動存量與增量項目差異化入市。
6月1日前投產的存量項目，仍享受一定程度的保障性收購機制，電價按現(xiàn)行政策執(zhí)行（不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r），但需逐步通過設備改造提升競爭力，主動參與市場。
6月1日及以后投產的增量項目，原則上全部電量進入電力市場交易，通過競價形成電價。
由此，輿論認為，政策將對儲能市場產生兩個方面的顯著影響，一個是失去政策支撐，儲能裝機將收到短期階段性震蕩；另一個是，為享受更有利的電價政策，獲取相對穩(wěn)定的收益，新能源企業(yè)加速推進項目建設進度，爭取在“531”節(jié)點前并網，這就促使儲能項目也跟著加快建設和安裝，形成搶裝潮。
從實際情況看，多家機構發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，一季度新型儲能新增裝機首次出現(xiàn)季度性下滑，但據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫的數(shù)據(jù)，截至目前，儲能招投標市場與新型儲能裝機均呈現(xiàn)高速增長趨勢。
據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2025年1-4月，國內儲能EPC/PC（含直流側設備）、儲能系統(tǒng)、儲能電池采購等招標規(guī)模已高達34.52GW/125.6GWh，容量規(guī)模同比增長156%。
截至2025年5月20日，國內新型儲能新增并網項目487個，裝機總規(guī)模11.9GW/32.32GWh，總裝機功率同比增長70.98%，容量同比增長76.9%。
其中電網側儲能新增并網項目62個，總規(guī)模6.34GW/14.63GWh，功率、容量規(guī)模同比分別增長74.18%、52.4%；電源側并網項目76個，總規(guī)模4.15GW/13.73GWh，功率、容量規(guī)模同比分別增長59%、102.2%。
由此可見，為享受差價結算機制保障收益、規(guī)避市場化定價波動風險，業(yè)主方在“531”節(jié)點前落地大量訂單促使了招投標市場爆火，而儲能項目通常因建設周期較長，一季度通常不是交付高峰，一些機構出現(xiàn)的裝機下滑也屬正?，F(xiàn)象，一般而言，二季度乃至下半年將是儲能項目集中交付期，可以預見，新型儲能新增裝機高速增長仍將是今年儲能市場的大趨勢。
多地出臺““136號文”承接細則
136號文被認為是徹底重構了儲能產業(yè)的發(fā)展邏輯，是電力市場進入交易時代，促進儲能產業(yè)發(fā)展的關鍵轉折點，因此，地方的配套措施尤為關鍵。
5月以來，作為我國電力改革、新型儲能發(fā)展的前沿陣地，山東、廣東相繼出臺細則文件，廣西也傳出網絡版細則，這意味著新能源市場化改革邁入地方加速落地的新階段，為其他省份后續(xù)政策跟進提供了參考。
其中，山東是國內首個公開136號實施細則文件的省份，政策亮點在于通過完善電力市場機制直接提升儲能收益。
山東要求，2025年底前實現(xiàn)風電、太陽能等新能源全面參與電力市場交易 ，且2025年競價工作原則上于6月份組織。
為推動新型儲能持續(xù)健康發(fā)展，山東在落實136號文要求時，采取了一系列有利于儲能發(fā)展的舉措。
一方面，在電價機制方面，適當放開現(xiàn)貨市場限價，拉大充放電價差，存量項目（即2025年5月31日前投產）全電量進入市場后，其機制電價按照國家規(guī)定的上限執(zhí)行，標準為0.3949元/kWh，相較2024年新能源現(xiàn)貨均價0.35元/千瓦時高約12.8%。
增量項目（2025年6月1日起投產）則需通過競價確定機制電價，且申報充足率不低于125%，最終電價以入選項目中的最高報價為準。
這些措施直接提升了儲能在電能量市場的收益。
另一方面，政策明確獨立儲能向電網送電時，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，這大大提升了儲能電站的盈利能力，使得被儲能市場寄予厚望的獨立儲能電站在市場中的競爭力增強，也為儲能項目吸引更多投資創(chuàng)造了有利條件。
廣東的政策特點在于推動新能源全面入市，為儲能發(fā)展提供潛在空間。
該省發(fā)布的136號文細則明確，2025年6月1號起，所有的新能源項目風電光伏上網電量全面入市，電價由市場交易來形成 ，用戶可以自主地報量報價、聚合報量報價或者作為價格的接受者三種方式參與。
雖然廣東136號文細則中關于儲能的直接規(guī)定并不多，但新能源全面參與電力市場交易為儲能發(fā)展提供了潛在空間。隨著新能源上網電量全部進入市場，新能源發(fā)電的波動性和間歇性問題會更加凸顯，而儲能作為解決這些問題的有效手段，其市場需求有望增加。例如，儲能可以在新能源發(fā)電過剩時儲存電能，在發(fā)電不足時釋放電能，保障電力供應的穩(wěn)定，從而更好地滿足市場對電力穩(wěn)定性的要求。
根據(jù)南方電網發(fā)布《新能源參與電力現(xiàn)貨市場工作方案（2025年版）》（征求意見稿），為落實136號文文件精神，南方五?。◤V東、廣西、云南、貴州、海南）自2025年6月起執(zhí)行現(xiàn)貨長周期結算試運行，推動集中式、分布式新能源上網電量全面參與現(xiàn)貨市場。
現(xiàn)貨市場的運行將使電力價格信號更加靈敏，儲能可以通過參與現(xiàn)貨市場交易，利用價格波動獲取收益，這也為儲能在廣東的發(fā)展創(chuàng)造了良好的市場條件。
此外，網上近日流傳的廣西“136號文”實施細則征求意見稿也引起業(yè)內的廣泛關注。
根據(jù)網傳信息，廣西實施方案也對存量與增量項目進行了明確區(qū)分。存量分布式新能源項目的機制電價為廣西燃煤基準價0.4207元/kWh，全部納入機制電量規(guī)模；集中式新能源項目電價為0.324元/kWh，2025年的電量已通過中長期合約保障，不再設置額外機制電量。新增單個項目申請納入機制電量的比例不超過80%。
增量項目則需每年通過競價方式形成機制電價，2025年將開展首次競價交易，參與對象為承諾在當年6月至12月期間投產的項目。競價時按報價從低到高排序，最終機制電價原則上按入選項目中的最高報價確定，但不得超過0.4207元/kWh的上限。
方案的亮點在于，通過建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，對新能源項目的電價和電量進行規(guī)范管理，雖然文件中沒有直接針對儲能的價格支持措施，但新能源項目更加規(guī)范的市場環(huán)境有利于儲能與新能源的協(xié)同發(fā)展。
但是對于這份文件，5月21日，廣西壯族自治區(qū)發(fā)改委辟謠稱尚無“136號文”實施細則正式文件版本上報審批。
盡管上述3地的136號文件側重點各有不同，但都將對儲能行業(yè)的發(fā)展產生重要影響。
隨著這些政策的持續(xù)推進和落實，其他省份的陸續(xù)跟進，儲能行業(yè)將在市場化的道路上不斷發(fā)展壯大，在構建新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮更加重要的作用。
儲能市場化再落一枚“重子”
在能源轉型的大背景下，儲能的價值愈發(fā)凸顯，只有在成熟的電力現(xiàn)貨市場中，儲能的價值才能得以全方位、深層次的體現(xiàn)。
“136號文”發(fā)布不久，儲能市場化再迎政策組合拳，被稱為“394號文”的文件要求，2025年底前基本實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全國覆蓋，并全面開展連續(xù)結算運行。這一政策將借助市場價格機制這只無形之手，引導儲能資源實現(xiàn)優(yōu)化配置，加速淘汰落后產能。
136 號文與 394 號文形成的政策組合看似相互獨立，實則相互協(xié)同，相互補充。
兩者都致力于推進電力市場化改革，促進新能源高質量發(fā)展，助力構建新型電力系統(tǒng)，推動全國統(tǒng)一電力市場建設。
136號文重點革新新能源上網電價機制，明確存量和增量項目的政策，宣告新能源發(fā)電政府定價時代結束。
394號文側重電力現(xiàn)貨市場建設，明確市場運行時間表，推動用戶側主體參與，在交易品種和價格傳導機制上作出部署，為新能源入市提供具體交易方式和市場環(huán)境。
二者共同構成新能源市場化改革的政策體系，136號文確保市場化進程目標，394號文提供實現(xiàn)路徑靈活性。
政策組合，將引發(fā)新能源產業(yè)鏈的深層震動，對儲能而言將重塑儲能行業(yè)生態(tài)、用戶用能模式及區(qū)域能源協(xié)同格局。
具體而言，電力現(xiàn)貨市場建設提速對儲能行業(yè)將產生3個方面的影響。
拓寬收益渠道?，F(xiàn)貨市場的高頻價格波動（如日內或15分鐘級交易）將顯著拉大峰谷電價差，儲能可通過“低充高放”實現(xiàn)套利，收益空間提升。
極端天氣或供需緊張時，現(xiàn)貨電價可能短時飆升，儲能快速放電可捕獲高價時段收益。
隨著新能源占比提升，電網對調頻、備用等輔助服務需求激增，儲能因其毫秒級響應特性成為核心供應方，收益模式從“價差套利”轉向“服務付費”。
政策要求配套容量市場，儲能可通過提供備用容量獲取固定收益。
政策鼓勵綠電與現(xiàn)貨市場銜接，儲能可幫助新能源平滑出力曲線，減少偏差考核費用，同時獲取綠電溢價分成。
倒逼儲能技術升級。現(xiàn)貨市場交易周期縮短至15分鐘級，要求儲能系統(tǒng)具備更快的響應速度和更高的循環(huán)壽命，液流電池、飛輪儲能等儲能技術將迎發(fā)展機遇。
儲能運營商需結合AI算法優(yōu)化充放電策略，例如通過預測次日電價曲線自動制定儲能運行計劃。
推動儲能商業(yè)模式創(chuàng)新。政策明確儲能可作為獨立主體參與市場，無需綁定發(fā)電廠或用戶，政策將推動獨立、共享儲能、電網側儲能大規(guī)模建設。
分布式儲能也可通過虛擬電廠聚合，參與現(xiàn)貨市場競價和需求側響應，提升規(guī)模經濟性（如江蘇VPP試點已接入用戶側儲能）。
工商儲峰谷套利模式走不通了
136 號文與 394 號文推動的儲能市場化影響是多方面的，工商業(yè)儲能亦是如此。
近一個月，江蘇、貴州、四川等多個省份密集調整的分時電價機制，不僅調整了電價和時段，而且重構了分布式光伏和儲能項目的收益模型，工商儲賴以生存的峰谷套利的模式漸漸失靈，原本的投資邏輯也開始“崩塌”。
4月30日，江蘇省發(fā)改委發(fā)布通知，自2025年6月1日起，分時電價計價基礎從“到戶電價”改為“用戶購電價”。雖然峰段上浮可達80%，谷段下浮65%，但實際峰谷價差反而縮小，以兩部制用戶為例，原本峰谷價差在0.85元/kWh以上，新政下縮至0.65元/kWh左右，平谷差也被壓縮至不足0.3元/kWh，使得“兩充兩放”的儲能調度策略難以支撐。
另外，增設午間谷段（11：00 - 13：00），意在引導用戶消納光伏大發(fā)時段的電量。但儲能若在中午充電，需放在更高價時段賣電才能盈利，提高了項目運營復雜度和調度門檻。
四川5月1日開始執(zhí)行的新政開啟了氣象電價。夏季高峰時段從8小時延長到10小時，7-8月全月執(zhí)行尖峰電價（13:00-14:00、21:00-23:00），其他月份連續(xù)三天最高氣溫≥35℃時也啟動尖峰電價。這種看天吃飯的定價方式，讓儲能運營商不得不隨時盯著天氣預報調整策略。
貴州省5月16日發(fā)布的征求意見稿直接把峰谷價差的計算方式給改了，政策把全年劃分成冬月跟非冬月兩個周期，執(zhí)行不同的分時電價政策，且工商業(yè)基準電價加的四項費不參與浮動，導致峰谷價差縮小。以5月份10千伏代理購電價格為例，峰谷電價差相比新政之前減少超過30%，只有0.48元/kWh。
政策也調整了峰谷時段，在非冬月周期的9個月中，上午峰時段縮小到1個小時，下午多出一個小時的谷段，這使得儲能的充放電時段受到限制，進一步影響了套利空間。
三地的政策是順應電力市場化改革和新能源消納需求的必然選擇，政策調整促使單純依靠峰谷價差套利的模式難以為繼，促使工商業(yè)儲能行業(yè)向“價值導向”轉型，更加注重需量管理、綜合服務能力和多元收益模式，如參與現(xiàn)貨市場、電力調峰、虛擬電廠等。
儲能技術競爭走向“務實”
136號文促使儲能產業(yè)由政策驅動向交易型進階，儲能的價值也正在重構，作為新形勢下“降本增效”的關鍵，大容量鋰離子電池儲能技術領域的競爭進入到一個新的階段，產品迭代逐漸走向務實、理性，不再是只卷容量，而是綜合考慮成本、產線、工藝成熟度等因素。
盡管下一代儲能大電芯競爭格局尚未分明，但頭部電芯、系統(tǒng)廠商開始聯(lián)合爭奪下一代大容量電芯的話語權，試圖推動大容量產品標準化，結束內卷、無序競爭的局面，產品主要聚焦392Ah、472Ah、587Ah、625Ah、688Ah幾個規(guī)格。
其中，陽光電源基于5MWh/20尺柜系統(tǒng)設計，推導出625Ah電芯為最優(yōu)解，并聯(lián)合億緯鋰能、瑞浦蘭鈞等企業(yè)推動標準化；中車株洲所聯(lián)合五家電池企業(yè)推出688Ah電芯，適配20尺柜6.9MWh系統(tǒng)；寧德時代首推“587Ah”電芯，今年海辰儲能、贛鋒鋰電也在跟進該產品路線。
另外，大容量電芯技術演進開始分流，一部分企業(yè)繼續(xù)向500Ah+大電芯繼續(xù)邁進，但另一部分頭部企業(yè)戰(zhàn)略“回馬槍”，開啟300Ah+Ah、400+Ah電芯對打314Ah電芯的新一階段的競爭，這背后的邏輯是，技術工藝、產線切換高度切合314Ah電芯，能夠實現(xiàn)產品的快速量產、快速占領市場。
比如，問頂®392Ah儲能大電芯在產線工藝方面，具有極高的兼容性，與300+Ah系列相比，該電芯尺寸變化極小，這使得其在產線及工藝方面具有極強的兼容性，改造成本低、周期短且爬產快，能夠迅速實現(xiàn)大規(guī)模量產，滿足市場對新一代大容量儲能電芯的迫切需求，搭配該電芯的儲能系統(tǒng)容量能做到6.26MWh。
同樣推出392Ah電芯的中創(chuàng)新航表示，其392Ah電芯單體容量較314Ah電芯提升25%，能效提升至95%，且與314Ah產線適配。
楚能新能源以“技術復用+產能共享”策略發(fā)布第四代儲能專用大容量472Ah電池，20尺集裝箱儲能系統(tǒng)電量最高可達7.06MWh。
海辰儲能為了兼容儲能市場中2小時應用需求，基于去年底推出的千安時電池6.25MWh儲能系統(tǒng)平臺，逆向分解產品方案，最終得到了∞Cell 587Ah的電池及其系統(tǒng)產品。
如何在海運標準20尺集裝箱的有限空間內，實現(xiàn)電池容量、安全與成本的完美平衡，頭部企業(yè)都在尋求“最優(yōu)解”。
對于587Ah電芯，海辰儲能認為，從電池的能量密度、安全性、循環(huán)壽命等維度綜合考慮，其73.5*286*216mm (W*L*H)的尺寸，則是587Ah電池尺寸的最優(yōu)解，不僅成本優(yōu)勢顯著，更實現(xiàn)了性能、安全與經濟性的平衡。
寧德時代從典型20尺集裝箱規(guī)格、與PCS電壓匹配、以及整站需求開始分解，進一步拓展到對單簇層數(shù)、電箱串數(shù)等基本物理需求，以及電化學的邊界要求、材料體系要求、熱管理、可靠性，以及制造工藝等各層面需求，同時經過廣泛的行業(yè)調研、客戶溝通、實驗驗證，最終在多個維度中得到587Ah這個最優(yōu)解，做到技術邊界、能量密度、系統(tǒng)集成等多維度平衡。
對于392Ah儲能專用電芯，中創(chuàng)新航表示，作為下一代大容量儲能產品的392Ah儲能專用電芯及6.25MWh儲能系統(tǒng)實現(xiàn)了成本、性能與收益的三者最優(yōu)平衡兼顧，為儲能電站的規(guī)模化應用提供了更經濟高效的解決方案，是現(xiàn)階段綜合性能最優(yōu)的產品。
此外，今年以來，頭部企業(yè)推出新品首發(fā)即簽約、首發(fā)即量產趨勢明顯。比如中創(chuàng)新航392Ah儲能電芯及6.25MWh液冷集裝箱系統(tǒng)產品首發(fā)當日即宣布量產，并簽訂了戰(zhàn)略合作，楚能472Ah電池發(fā)布當日即與金風零碳、山東電工時代、運達智儲、中天儲能、領儲宇能、特隆美儲能等六家企業(yè)簽署戰(zhàn)略合作協(xié)議，實現(xiàn)“首發(fā)即簽約”。
首發(fā)即簽約，一方面說明，頭部企業(yè)推出大容量的儲能產品不再是靠容量博眼球，而是推出市場認可度、技術成熟度高的產品；另一方面，市場馬太效應明顯，頭部企業(yè)通過深度綁定的方式推進產品應用，以此占領市場份額。
編后語：從136號文到394號文的政策演進，標志著中國儲能產業(yè)正經歷從"行政配置"到"市場配置"、從"單一套利"到"多元價值"的深刻變革。
政策退潮的同時，安全監(jiān)管的閘門也在收緊，五部門聯(lián)合發(fā)布的《電化學儲能安全管理通知》要求儲能電站配置火災預警、消防聯(lián)動等系統(tǒng)，人員密集區(qū)禁建儲能電站，江蘇、廣東等地出臺"最嚴安全令"，推動行業(yè)向高安全、長壽命方向發(fā)展。這種"松綁與收緊并存"的政策組合，猶如過山車般考驗著儲能行業(yè)的適應能力。
未來，隨著現(xiàn)貨市場全覆蓋和標準化體系完善，儲能將成為新型電力系統(tǒng)的核心樞紐，在能源轉型中發(fā)揮不可替代的作用。
企業(yè)需主動適應政策與市場變化，在技術創(chuàng)新中鍛造核心競爭力，在模式創(chuàng)新中構建生態(tài)護城河，在市場波動中把握確定性機遇。
