近年来，我国储能行业经历了爆发式增长，但相伴而生的“价格战”以及投资回报不足等问题，也严重制约了行业的可持续发展。
储能价格改革成为行业破局的关键。进入2025年，从2月份《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》（以下简称“136号新政”）的发布，到4月份《关于完善价格治理机制的意见》《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2025〕394号）》（以下简称“394号文”）的出炉，储能行业未来变革方向愈发明晰。一系列政策引领下，储能行业将真正从“规模扩张”转向“价值深耕”。
站在转型的关键节点，储能企业也在重构发展逻辑。在市场化变革的浪潮中，储能企业需从单纯设备供应商向“综合能源服务商”转型，深度参与电力市场设计与运营，方能抢占先机。
中国化学（601117）与物理电源行业协会储能应用分会专家委员楚攀对记者表示，中国的储能企业亟须转变思维，主动在创新中求变，摆脱路径依赖。
迈入市场化竞争新阶段
强制配储，即在新能源项目（如光伏、风电）的开发、审批或并网过程中，政策明确要求必须配置一定比例或容量的储能系统，通常以项目装机容量的百分比形式规定。过去，这是拉动我国储能装机量增长的核心引擎。
2017年，青海省在相关风电项目建设中明确需配套建设储电装置，开启了我国强制配储之路，此后八年时间，储能装机量一路攀升。国家能源局数据显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。储能装机量的提高，也随之催生了劣质产能与低价竞争，储能系统价格一度跌破0.3元/Wh，行业毛利率下滑至8%。
今年以来，行业重磅政策频出，不断引导储能市场迈入竞争新阶段。
2月9日，“136号新政”明确取消强制配储，标志着中国储能行业正式迈入市场化竞争新阶段。楚攀对记者表示，强制配储的取消并不意味着不重视储能，而是为了让近年来稍显疲软的新能源发电减轻负担，走上更快更好的发展之路。
今年4月底，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发的“394号文”明确提出，2025年底前，基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，同时明确了20个省份的电力现货市场运行时间表。这意味着，我国电力市场改革将进入全面提速阶段，储能将从单纯的“技术工具”逐步转变为具有独立市场主体地位的关键灵活性资源。比如，政策要求配套容量市场，储能可通过提供备用容量获取固定收益。
近段时间以来，各地纷纷出台储能价格支持政策。在容量补偿机制方面，内蒙古、河北实行独立储能容量补偿政策。内蒙古对纳入规划的独立储能向电网的放电量进行补偿，补偿标准一年一定，2025年度的补偿标准为0.35元/千瓦时。河北则继续执行独立储能容量电价激励机制，储能电站按并网时间先后竞争获得容量补偿，年度含税容量电价为100元/千瓦时。这些政策旨在通过价格信号，引导储能项目的投资建设与运营，提升储能在电力系统中的调节能力与经济效益。
电力系统的改革也在通过市场化机制逐步释放储能价值，推动行业从规模扩张转向高质量发展。
储能市场化改革正经历“破立并举”的关键阶段，短期需应对强制配储退出引发的市场波动与产能出清，长期则需构建以电力现货市场为核心、容量市场为补充的价格体系。
“政策将引领行业逐步从价格竞争转向技术和质量竞争，整个行业的商业认知都会提高。”深圳市科陆电子（002121）科技股份有限公司（以下简称“科陆电子”）相关负责人向记者说，“行业内的龙头企业将通过技术创新和市场拓展，进一步巩固市场地位，行业集中度将逐步提高，中小企业则需要通过差异化竞争或合作联盟来生存和发展。”
短期阵痛显现
“136号新政”“394号文”等行业重磅新政下，储能行业的短期阵痛正在显现。
中关村储能产业技术联盟（CNESA）近日发布的数据显示，2025年一季度，国内新增投运新型储能项目装机规模5.03GW/11.79GWh，同比下降1.5%/5.5%。其中，表前新增装机规模4.46GW/10.57GWh，同比下降0.2%/4.4%；用户侧新增装机规模575MW/1124MWh，同比下降10.9%/11.6%。这也是自2020年新型储能规模化发展以来的首次季度新增装机量负增长、首次表前/用户侧新增双降。此外，多家行业上市公司发布了储能相关项目建设延期公告，延期原因多为市场环境、客户需求预测调整等。
阵痛不可避免，长远来看这有利于扭转行业乱象。“在过往新能源项目开发过程中，产业链利润分配失衡，大部分利润在项目开发阶段释放，导致新能源非技术成本持续增加，产业链上下游利润极低，从而影响了产业健康发展。”远景高级副总裁、远景储能总裁田庆军曾表示。
“公司从2011年开始就进入了储能电池领域，至今已经14年。”广州鹏辉能源（300438）科技股份有限公司（以下简称“鹏辉能源”）相关负责人在接受《证券日报》记者采访时表示，新能源发电全面入市以及强制配储政策的调整，对于坚持技术创新的企业而言是很好的机遇，将推动储能行业从价格竞争向价值创造转型。
储能企业在独立走向市场化的过程中还有诸多挑战需要克服。过去，不少储能电站主要依赖向新能源发电项目收取容量租金作为收入来源，目前独立储能的盈利模式还不够清晰。
“随着强制配储的取消，储能必须在现货电价波动、调频调峰等市场中寻找新的收益，这就对价格机制设计提出更高要求。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会首席分析师冯思遥对《证券日报》记者说，一直以来，价格信号不灵敏是储能价格机制的一大弊病。在传统电力市场中，电价波动幅度受限，无法充分反映电力供需的实时变化，储能“削峰填谷”的价值得不到充分体现。在一些地区，峰谷价差过小，使得储能通过峰谷套利获取的收益微薄，无法覆盖运营成本。
此外，储能项目的初始投资成本较高，以常见的100MW/200MWh磷酸铁锂储能电站为例，项目总投资约4.5亿元，其中电池系统占比超60%。而这些成本在现有价格体系下，难以有效分摊到电力用户侧，导致储能投资回报周期漫长，企业投资积极性受挫。
聚焦技术创新与产品升级
在这场变革中，只有真正具备技术硬实力、市场洞察力与生态整合能力的企业，才能在价值驱动的赛道上赢得未来。
过去，企业普遍聚焦以低价抢占市场，导致产品同质化严重，“随着一系列政策出台，储能行业的竞争生态将逐步从‘价格内卷’转向‘价值竞争’。”沙利文大中华区执行总监向威力说，未来具有核心技术、稳定供应链和可持续商业模式的企业将脱颖而出，行业将朝着高质量、规范化、差异化方向加速演进。
储能行业的成熟离不开技术进步的支撑，未来市场竞争的核心必将是技术创新和产品升级。
“储能电池材料的创新是目前市场关注的重要方向。”冯思遥对记者说。为降低成本、提升寿命和安全性，各大厂商正在研发钠离子电池、全固态电池等新一代储能电池，以及各类技术路线的长时储能技术，这些前沿技术有望显著提高储能系统性能并拓展应用场景。
此外，储能系统的数字化、智能化与安全性也是行业关注的重点。随着大规模储能并网运行，运维管理难度上升，人工智能等数字技术正被引入储能调度和电池管理，以优化运行效率。利用AI预测负荷和电池状态、智能决策充放电使储能运营更高效，已经成为行业趋势。
科陆电子上述负责人透露：“在技术创新上，公司正通过‘储能+AI’，将AI算法深入结合到储能系统及电力交易全流程，提升储能系统‘生命力’，为客户实现主动创收，带来持续的经济价值。”
鹏辉能源相关负责人也对《证券日报》记者表示：“公司的战略非常明确：一方面向上游材料和基础研究延伸，构建更完善的产业链；另一方面针对智慧能源、移动储能、极端环境等多元化场景，开发差异化解决方案。随着AI在国内制造业的快速普及，储能产品将在设备高安全高能效的前提下，大大加快智慧一体化进程。储能产品的智慧化包括两个方面：一是智慧的产品，二是生产产品的智慧化。”
未来，随着储能市场化与电力市场改革步入“深水区”，储能行业也在逐步实现从“配角”到“主力”的角色转变。
“一系列相关政策的推出，将给整个储能产业链上下游公司吃一颗‘定心丸’，有利于行业跳出‘内卷’的恶性循环配资官方平台，并形成一套‘奖优罚劣’的市场生态。”楚攀如是说。
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