中國儲能網訊：
導語：三大政策，分別對應新型儲能三大主要應用場景。
據CESA儲能應用分會產業(yè)數據庫不完全統計，截至2025年底，中國新型儲能累計裝機139.2GW/373GWh，較2024年底增長了86.5%（功率）/111.4%（容量）；2025年，中國新型儲能新增裝機規(guī)模為64.6GW/196.5GWh，較2024年增長了52%（功率）/79.3%（容量）。
分應用場景來看，電網側儲能新增裝機43.6GW/132.4GWh，占全國年度新增裝機總量的67.5%（功率）/67.4%（容量），同比增長65.6%（功率）/104.2%（容量）；電源側新增裝機15.7GW/50.5GWh，占比24.3%（功率）/25.7%（容量），同比增長16.7%（功率）/31.4%（容量）；用戶側新增裝機5.3GW/13.7GWh，占比8.1%（功率）/7%（容量），同比增長96.5%（功率）/115.2%（容量）。
圖 2025年中國新型儲能各應用場景新增裝機
產業(yè)強勁發(fā)展勢頭背后，離不開國家政策的接續(xù)助力和關鍵引導。過去的一年多時間中，能源電力行業(yè)政策頻出，其中，有三大重磅行業(yè)政策對新型儲能的影響最為直接且重要，并且分別對應三大主要應用場景。
電源側儲能：
136號文，宣告“強制配儲”時代落幕
2025年2月9日，國家發(fā)改委、國家能源局發(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（發(fā)改價格〔2025〕136號）》（簡稱“136號文”），強調“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”。
至此，“強制配儲”時代正式落幕。電源側儲能在“強制配儲”時代遺留的“建而不用”模式、以及由此衍生出來的“租而不用”的容量租賃模式，都將難以為繼。
電源側儲能的傳統收益模型中，主要由“容量租賃+輔助服務+偏差考核”幾部分構成，123號文之后，新能源全面入市交易，“輔助服務”“偏差考核”這兩項與新能源發(fā)電側緊密捆綁的收益，基本不會有巨大變化；“容量租賃”會因“租而不用”模式的衰退而減弱；此外，通過參與發(fā)電側電力現貨交易獲取價差收益，將成為電源側儲能一項重要新增收益。
市場開始呼喚電源側儲能真實的利用價值。可以說，隨著“強制配儲”的徹底終結，源側、網側儲能的真實價值不再涇渭分明，電源側儲能在政策解綁中走向真正“獨立”，也在這個轉型的過程中，以“獨立儲能”的角色重新登臺。山東、河北、寧夏等多地政府及能源主管部門相繼出臺相關政策，鼓勵和支持配建儲能轉為獨立儲能。
值得一提的是，136號文下發(fā)之初，行業(yè)內關于結束“強制配儲”對新型儲能的影響，普遍持悲觀態(tài)度，認為會在一定時期內影響裝機熱情。
然而，根據CESA儲能應用分會產業(yè)數據庫追蹤的月度數據來看，市場的反應比行業(yè)的預期更為樂觀——除了2、3月份裝機規(guī)模較少，低于5GWh，其余各月裝機規(guī)模均超過5GWh，平均月度裝機規(guī)模接近10GWh。此外，5月裝機超過20GWh，12月更是超過85GWh。
電網側儲能：
114號文，打造“基本工資+績效工資”全新收入體系
2025年，無論是從新增裝機規(guī)模，還是同比增速角度來看，電網側儲能都是三大應用場景中，漲勢最為突出的領域。
在電網側儲能的收益版圖中，由于國內部分地區(qū)的電力市場體系尚不夠健全，僅依靠電能量收入和輔助服務收入這些波動的“績效工資”，儲能難以實現成本回收。這其中，缺失的關鍵一塊拼圖正是保底的“基本工資”、電網側儲能實現商業(yè)價值的核心——容量電價機制。
2026年1月30日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知（發(fā)改價格〔2026〕114號）》（以下簡稱“114號文”）。文件指出，“各地可根據當地煤電容量電價標準，結合放電時長和頂峰時貢獻等因素，建立電網側獨立新型儲能容量電價機制”。
至此，電網側儲能正式進入“基本工資+績效工資”的收入新時代。
114號文的出臺，可謂恰逢其時。
截至2025年底，我國電源裝機達到38億千瓦，其中新能源裝機達到18億千瓦，占比47.4%。目前青海、寧夏、甘肅等8個?。▍^(qū)）的新能源裝機占比已經超過50%，青海、甘肅、吉林等8個地區(qū)的發(fā)電量占比已超過30%。風光電源的蓬勃發(fā)展，為我國構建綠色生產生活方式注入了強勁動力，但其固有的間歇性與波動性也給電力系統安全穩(wěn)定運行帶來了嚴峻考驗。
此前，為了適應新型電力系統和電力市場體系建設需要，更好統籌電力安全穩(wěn)定供應，國家曾針對發(fā)電側電價結構性改革的采取了多次重大舉措——
2021年，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）出臺，完善了抽水蓄能兩部制電價政策；2023年，《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）下發(fā)，建立了煤電容量電價機制。
114號文的出臺，終于補齊了最后一塊拼圖。文件的印發(fā)，標志著我國電力市場建設背景下，電價形成機制取得重要進展，對保障電力容量可靠充裕、促進各電源品種轉型定位、穩(wěn)定預期激勵帶動投資具有里程碑式重大意義。
除此之外，114號文，進一步理順了電力容量價值體系，既是對已有實踐經驗的系統總結與機制銜接，更是在“十五五”開局之際針對電力轉型關鍵問題所作的前瞻性布局。
用戶側儲能：
1656號文，“工商業(yè)分時電價”陸續(xù)退場
用戶側是工商業(yè)儲能的主戰(zhàn)場。利用工商業(yè)分時電價政策，在電價低谷時段充電，高峰時段放電，利用峰谷價差套利，這是當前工商業(yè)儲能最主要的收益來源。
而工商業(yè)分時電價，是由各省政府相關價格部門依據省內電力批發(fā)市場的交易價格，劃定峰、平、谷時段范圍和電價上下浮動比例，以此作為售電公司和電網企業(yè)在零售市場售電價格的直接標準。
然而，隨著電力現貨市場在全國范圍內的鋪開，這種“按市場價格購電+按分時價格售電”的模式越發(fā)不符合市場發(fā)展需求，迫切期待變革。
2025年12月26日，國家發(fā)改委、國家能源局聯合印發(fā)《電力中長期市場基本規(guī)則（發(fā)改能源規(guī)〔2025〕1656號）》（簡稱“1656號文”），文件指出：“對直接參與市場交易的經營主體，不再人為規(guī)定分時電價水平和時段；對電網代理購電用戶，由政府價格主管部門根據現貨市場價格水平，統籌優(yōu)化峰谷時段劃分和價格浮動比例?！?/span>
1656號文所指“對直接參與市場交易的經營主體，不再人為規(guī)定分時電價水平和時段”，正是對售電公司的下游售電環(huán)節(jié)做出了關鍵調整——不再以工商業(yè)分時電價強行干預，促進上游批發(fā)環(huán)節(jié)的市場競爭價格水平和變化趨勢，“同頻”貫徹到下游零售環(huán)節(jié)。
倘若工商業(yè)儲能業(yè)主是向售電公司購電，而售電公司又因為1656號文而取消分時電價類型的套餐，那么該業(yè)主傳統的峰谷價差套利模式就不再適用。
這樣的變化將直接推動工商業(yè)儲能逐步從單一峰谷套利的收益模式，發(fā)展為以峰谷套利為主，主動參與需求側響應、虛擬電廠聚合、備用電源保障為輔的多元收益模式，由此提升綜合收益。
136號文、114號文、1656號文三份重磅文件為全場景下的新型儲能提供了戰(zhàn)略性支撐，通過系統規(guī)劃進一步，優(yōu)化發(fā)展環(huán)境，明晰發(fā)展方向與路徑，為儲能產業(yè)的高質量發(fā)展保駕護航。
“十五五”大幕已啟，新型儲能的靈活調節(jié)能力日益凸顯，在促進新能源開發(fā)消納、提高電力系統安全穩(wěn)定運行和電力保供水平等方面作用逐步增強。日前，國家能源局召開例行新聞發(fā)布會，能源節(jié)約和科技裝備司副司長邊廣琦談道：“下一步，國家能源局將認真貫徹落實黨的二十屆四中全會精神，科學編制好“十五五”新型儲能發(fā)展實施方案，健全完善新型儲能政策管理體系，持續(xù)深化技術產業(yè)創(chuàng)新，大力推動新型儲能高質量發(fā)展，有力支撐新型能源體系和新型電力系統建設。”
