从136号文到394号文：“政策风暴”下的储能大转型

进入2025年的短短4个月间，国家及地方层面接连发布多项新政，中国新能源产业迎来了一场史无前例的“政策风暴”，也加速推动储能行业从“政策驱动”迈向“市场驱动”转型。

此前在2025年2月，国家发改委、能源局发布“136号文”，明确不得将储能配置作为新能源项目核准的前置条件，终结了自2017年青海首推以来的“强制配储”政策。

业内人士认为，136号文是新形势下践行《可再生能源法》和《能源法》等的创新举措，一方面要求完善市场交易和价格机制并促进新能源全面进入电力市场和公平参与交易，一方面通过建立“新能源可持续发展价格结算机制”（简称“结算机制”或“机制”）给风光新能源提供支持，促进新能源可持续发展。

而“结算机制”将是一种适应中国电力市场的政府授权差价合约机制，通过这个机制的实施可促进政府和市场的协同作用，以及可再生能源的可持续发展。136号文的重大意义在于政府开始重点解决市场失灵等问题，激励新能源主动参与市场，主动降低系统的消纳成本，让市场在资源配置中起决定性作用，还原电力市场的价格，并促进不同政策的统筹。

4月16日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布了《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)》，明确要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。

394号文的核心在于通过市场化机制解决电力系统灵活性不足的痛点。文件明确要求分省推进现货市场建设：湖北、浙江等6省市需在2025年底前完成正式运行，福建、四川等16省启动连续结算试运行，南方区域同步探索跨省交易机制。工商业用户需在2025年底前具备自主申报、结算能力，现货市场价格信号将直接传导至终端用电环节。

在价格机制创新方面，现货市场采用15分钟滚动出清模式，浙江试点数据显示，光伏大发时段电价最低跌至-0.18元/千瓦时，晚高峰电价最高触及1.45元/千瓦时，日内价差波动幅度普遍超过1.5元/千瓦时。这种制度设计使储能从传统的“削峰填谷”工具升级为电力系统的'动态平衡器'，但其对储能响应速度、预测精度的要求也提升至分钟级水平。

显然，这场即将到来的电力市场大考不仅会重塑整个电力行业格局，更将深刻改变工商业储能的商业逻辑与发展路径。

4月30日，江苏省发改委正式印发《关于优化工商业分时电价结构促进新能源消纳降低企业用电成本支持经济社会发展的通知》。本次调整拉大了峰谷电价上下浮动比例，新增了午间低谷时段。文件自6月1日起执行。

文件明确鼓励工商业用户通过配置储能(蓄能)装置、开展综合能源管理等方式，主动减少高峰时段用电，增加低谷时段用电，通过优化用电时段，有效降低用电成本。优化工商业用户分时时段设置，增设午间谷时段。在夏、冬两季（每年6-8月、12月-次年2月）11:00-13:00（2个小时）和春、秋两季（每年3-5月、9-11月）10:00-14:00（4个小时）执行谷段电价。工商业用户分时时段设置：调整电价浮动比例，以用户购电价格作为平段，并以此为基础上下浮动。

对于行业最为关注的储能项目如何主动适应分时电价结构调整，实现新一轮的发展这一问题，江苏发改委回复如下：

此次优化分时电价，将工商业分时电价执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户，为储能项目增加了新的潜在的工商业企业合作对象。随着科技进步和产能提高，储能项目造价不断下降，也将给储能项目带来更多盈利空间。加之，随着电力市场的建设和发展，储能项目可与新能源发电项目合作，通过为新能源发电调峰获取市场价值。电力现货市场常态化运行后，将更好地发挥市场发现价格、优化资源配置作用，市场交易分时段价差将进一步拉大，储能项目也可直接参与电力市场特别是现货市场交易，低充高放获取收益。迎峰度夏（冬）期间，储能项目还可以作为负荷集成商或虚拟电厂用户，参与我省电力需求响应，进一步增加收益。

有专家认为，各省分时电价的形成需要考虑多重目的，但工商储发展并非其主要目的，更不是工商业储能的铁饭碗。地方分时电价政策调整的决策成本，往往低于电力储能政策调整，而分时电价结构与电力市场价格信号衔接越密切，越有利于实现1093号文中所有主要目的，其类似行政命令的稳定性愈发难以保持。

实际上，以“用户购电价”为计价基础，江苏不是第一家，也不会是最后一家。今后，储能企业必将更依赖市场化机制与技术创新，不同应用场景也对储能技术提出了更多差异化要求，持续推动行业向精细化方向发展。对于未来的工商业储能来说，优质业主才是稀缺资源，优秀运营商才是关键角色，而在此基础上衍生出的多类型运营收益，才是工商业储能最应该迅速突破的方向。

地方补贴转向信号明显

与此同时，地方补贴政策也从“装机规模”转向“放电量”和“技术突破”。例如，内蒙古能源局印发了《关于加快新型储能建设的通知》，对纳入自治区规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，2025年度补偿标准为0.35元/千瓦时，执行时间为10年。

据了解，早在2023年11月，内蒙古能源局就印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》，指出纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，按放电量补偿上限0.35元/千瓦时，补偿期10年，彼时，政策要求仍区分电网侧与电源侧储能，电源侧储能通过容量租赁、出售容量等方式获得收益，文件并未提出补偿标准一年一定。《通知》进一步取消了电源侧和电网侧划分，独立储能电站均享受容量补偿。

此外，还有浙江瓯海区对用户侧储能按放电量给予0.8元/千瓦时补贴，上海松江区对虚拟电厂响应按调节量分级激励，江苏常州对新型储能电站最高补贴0.3元/千瓦时等补贴新政实施。

储能电站安全监管趋严

5月7日，国家能源局等五部门发布了《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知》，通知提出，提升电池系统本质安全水平，开展电化学储能项目安全条件和设施论证评价，进一步完善电化学储能相关标准规范，落实电化学储能项目安全监管责任，加强部门工作联动和信息共享，落实企业安全生产主体责任。

其中涉及提升电池系统本质安全水平；开展电化学储能项目安全条件和设施论证评价；进一步完善电化学储能相关标准规范；落实电化学储能项目安全监管责任；加强部门工作联动和信息共享；落实企业安全生产主体责任等内容。

此前，各省市已经出台多项储能电站消防、并网验收等管理规范，如四川要求杜绝“带病并网”，广东明确储能电站消防责任，华东局'最严安全令'则划下禁区——人员密集区、高层建筑内储能电站一律关停，2025年前不达标项目强制退出。国家层面也将电芯生产日期、事故记录纳入招标考核，倒逼企业提升产品质量，这也导致行业集中度加速攀升。

在政策转向叠加技术迭代、价格竞争等多重因素影响下，储能行业继续呈现头部企业强者恒强，中小厂商生存空间收窄的趋势。数据显示，2024年，储能电芯行业CR10（前10企业集中度）已超90%，集成商CR10超过80%。

随着2025年电力现货市场全面运行和低效产能加速出清，缺乏技术壁垒、资金储备的企业将批量消失，而一些技术领先、资金雄厚的头部企业将进一步扩大优势，预计2025年储能CR10企业市占率将进一步提升。

在国内政策剧烈变化的同时，欧美、中东等市场储能需求正在激增，有机构预计2025年海外大储装机翻倍，头部企业已加速出海，如比亚迪储能欧洲市占率突破25%，亿纬锂能北美订单暴涨300%，远景能源拿下英国2.4亿英镑储能大单，宁德时代则凭借与特斯拉的深度绑定巩固优势。与此同时，中小储能企业纷纷远赴亚非拉等新兴市场突围求生，2025年的海外市场已是一片红海。

业内人士认为，在构建中国新型电力系统的过程中，新能源的高速发展促进电力结构转变，然后各省分时电价政策持续优化，最后促使储能的价值内涵更为丰富，这是储能行业进入理性发展期的必然历史进程。

长期来看，政策松绑后，独立储能电站、虚拟电厂等模式有望成为主流，储能行业也将从“野蛮生长”、“疯狂内卷”走向高质量竞争、差异化竞争，为助力国家“双碳”目标和构建新型电力系统提供更坚实的支撑。所以，从“136号文”到“394号文”的一系列“政策风暴”注定不是储能的终点，而是新型电力系统建设的起点。

转载：中国储能网