随着新型电力系统的转型，新能源渗透率持续提高，绿电的物理波动性将会让储能的电力系统价值逐渐显现。“十五五”期间，储能的发展更多是围绕如何做好绿电的“补丁”而开展的。在本篇推文中，我们将会梳理储能角色的变化以及其在各侧的价值实现方式，搭建储能未来趋势的分析框架。
01 角色转变：告别强制配储时代，进入价值发展时代
136号文：储能进入价值发展时代的起点
25年2月，国家发改委发布《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》（以下简称“136号文”），其中的“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”，标志着储能行业正式告别“行政推动”的发展逻辑，从合规需求进入价值发展时代。
此前，虽然强制配储催生了全国近8000万千瓦的庞大装机量，但增长的背后却也埋藏了隐患：一是系统价值低下与资产闲置：储能实际利用率极低，储能仅作为新能源电站指标获取的“合规附庸”存在，对如何发挥储能自身的系统价值的探索近乎停滞；二是“劣币驱逐良币”影响了技术发展：由于其政策驱动而非价值驱动，客观上引导了“成本驱动”在企业的决策权重中的提高，导致早期大量采用了低效、高排放的低成本技术路线，客观上也不符合我国能源发展“四个革命”的战略需求；三是系统支撑能力缺位：性能平庸的储能无法提供系统急需的惯量支撑和频率调节，不仅未能补齐短板，反而在制造新的系统痛点。
136号文的发布，是将储能的决策权从“行政审批”交还给“市场与系统”，促使储能发展回归商业与技术本位。
图1 2022-2024年国内储能平均利用指数
以136号文为起点，国家在一年内迅速补充了储能作为“新型经营主体”的制度支撑，从《辅助服务基本规则》到《现货市场建设通知》，再到《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》（以下简称《行动方案》），推动储能的战略定位正式从“新能源的附属配件”，升维为“支撑新型电力系统稳定运行的核心资产”。
《行动方案》与《新型电力系统建设“十五五”规划》确立了极具确定性的规模化目标：2027年装机超1.8亿千瓦，2030年装机达到3亿千瓦，预计到“十五五”末，将累计拉动约8500亿元的直接投资规模，并带动上下游全产业链的扩容发展。这一高增长的底层逻辑，深植于新能源消纳的底线约束与抽水蓄能“时空错位”带来的调节缺口。
图2 2021-2030年我国新型储能装机容量预测（万千瓦）
02 储能在三大应用场景的差异化价值实现逻辑
后136号文时代，《行动方案》部署的三大场景呈现出截然不同的增长特征。整体而言，储能将通过系统稳定性价值与绿色价值两条实现路径，推动其在源、网、荷侧的发展。
电源侧：从“全面配储”转向“精准配储”的结构性增长
136号文对电源侧储能的冲击最为直接。在强制配储时代，电源侧是新型储能装机增长的最大贡献者；但136号文后时代电源侧储能的增量经历显著回落，尽管正式执行前的窗口期曾引发一轮抢装潮，部分新能源开发商在政策变化前加速完成项目核准和并网，锁定含配储要求的旧规则下的收益预期。但随着这一窗口关闭，电源侧储能的发展逻辑从“量的扩张”转为“质的提升”——不再追求规模铺开，而是在系统真正需要的场景中精准配储：规模更大（大基地级别）、技术更高（系统友好型）、价值更实（可量化的出力提升和消纳贡献）。未来，电源侧储能将依托“系统友好型新能源电站”建设，通过打造新能源的可靠出力能力，为电力系统提供稳定性价值。
图3 2023-2025年我国电源侧储能装机容量占比情况
电网侧：系统稳定性价值驱动下的确定性增长
电力系统调节的刚性需求是储能系统稳定性价值的最好体现，通过直接参与电力交易市场与辅助市场，让其系统价值与市场价值相互衔接，让电网侧储能的占比持续保持高位，成为需求最为确定的场景。
图4 2023-2025年我国电网侧储能装机容量占比情况
独立储能已成为电网侧储能的主导应用场景。在强制配储时代，独立储能的主要盈利来源是“容量租赁”或部分地区的政策补贴，新能源项目为满足配储要求，向独立储能电站租用储能容量。136号文后，以“合规”为主要驱动力的容量租赁需求基础被大幅削弱，继而转向电力稳定性价值的市场定价模式，其收益模式从“依赖容量租赁”转向“多元化收益结构”：
一是容量电价收益。《行动方案》推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿，目前各地政府正在陆续出台储能的容量电价政策，承认储能作为调节性资源的功能价值，让储能在“待命”状态下也可获得收益。
二是辅助服务收益。通过提供调频、备用等服务获得辅助服务补偿，是储能的电力系统稳定性价值的体现。目前政策鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务规模。
三是现货市场套利。2025年中国电力现货市场已基本实现全覆盖，25个省内开展现货交易，其中16个省启动连续结算试运行，浙江和湖北现货市场转入正式运行，省间现货市场也启动建设。现货市场为储能项目赚取峰谷价差收益奠定了市场条件。
三大收益的叠加效应构建了独立储能全新的盈利模型：容量电价提供基础收益层，辅助服务提供与技术能力正相关的稳定收益层，现货套利提供与交易能力正相关的弹性收益层。“灵活性即服务，服务即有价值”正成为行业共识。
电网替代型储能：从“电网的补充”到“电网的替代或增强组件”
电网替代型储能是一个被政策持续重视的概念。其核心定位是：储能设施可以在特定场景和时段，部分承担或等效实现传统电网完善的功能。
其定位的变化梳理如下：2022年《“十四五”新型储能发展实施方案》提出储能是“延缓或替代”输变电设施升级改造核心手段；2024年《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》升级为“适度替代”；2025年《关于促进电网高质量发展的指导意见》明确提出“支持建设分布式独立储能和电网替代型储能”，正式确立为与独立储能并列的电网侧储能形态，定位为“电网的替代或增强组件”。
电网替代型储能的典型应用场景包括：在电网扩容困难区域（如城市核心区变电站选址困难），部署储能延缓或替代输配电设施投资；在电网薄弱环节（如偏远地区末端配电网），部署储能提升供电可靠性。
用户侧：绿色价值激发巨大增长潜力
用户侧储能当前以工商业储能为主（占比90%）。在136号文和电力市场化改革的双重影响下，用户侧储能面临盈利模式的根本性重塑，长期增长潜力巨大。
图5 2023-2025年我国用户侧储能装机容量占比情况
工商业储能此前的核心盈利逻辑简单而直接：利用各地固定的分时电价政策，在谷时段以低电价充电、在峰时段以高电价放电，赚取固定可预测的价差收益。投资回收期的计算只需要一张当地的分时电价表，时段固定、价格固定、收益可预测。然而，《电力中长期市场基本规则》明确提出“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”，这规则变化伴随着的是绿电渗透率的持续提升，电力供应侧的波动性需要负荷侧进行相应的响应，原先固定的峰谷时段和电价水平将被市场化的动态价格所取代，时段与价格的预测难度提高。工商业储能通过“套固定价差”转向“赚市场波动”转型，打造储能的绿色价值响应模式。
短期来看，转型将导致部分已投产的工商业储能项目面临收益下滑，新项目投资决策也将更加审慎，因为无法基于固定价差表来计算确定的投资回收期。行业可能面临一段投资放缓的调整期。但中长期来看，市场化电价机制的深化恰恰为高能力的运营商打开了更大的收益空间。收益上限取决于运营商的电力预测能力和交易策略水平。
三大新增长场景蓄势待发。尽管传统的峰谷套利模式面临重塑，用户侧储能的长期增长将由三个新兴场景驱动：
场景一：虚拟电厂聚合。工商业储能可通过接入虚拟电厂平台，参与辅助调频服务、需求响应等多元市场获利。单体工商业储能的调节能力有限，但通过虚拟电厂的聚合效应可以形成数十兆瓦甚至上百兆瓦的可调度资源，达到参与辅助服务和现货市场的最低门槛。聚合后的收益（辅助服务补偿+现货套利+需求响应补贴）由虚拟电厂运营商与储能资产方按比例分成。
场景二：绿电直连配储。《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》设置的关于自发自用率、自用电量的总用电量占比以及余电上网比例“三条红线”使得储能在绿电直连项目中从“选配”变成了“标配”。每一个并网型绿电直连项目都需要配置储能来实现午间光伏出力与负荷需求的时间匹配，这是一个与绿电直连政策推进节奏直接挂钩的刚性需求。
场景三：零碳园区配储。零碳园区要求清洁能源消费占比达到90%以上，这意味着园区的能源供给将高度依赖波动性的风光发电。为保障园区供电可靠性和实现“源网荷储”自平衡，储能是不可或缺的标配——既用于平滑新能源出力波动，也用于参与园区级别的能量管理和优化调度。
三个场景的共同特征是：用户侧储能的价值来源不再仅仅是“峰谷套利”，而是扩展至“系统服务+绿色属性+供电保障”的多元组合。短期内传统的固定价差模式将逐步退出，但新场景带来的增量需求将在中期逐步释放，推动用户侧储能实现盈利模式升级后的二次增长。
03 新型储能技术发展的两大关键方向
随着新能源在电力系统中的占比提高，其波动性、间歇性与不确定性的影响日益凸显。为更好地支撑电网安全高效运行，储能不仅需要实现基本的能量时移，更需具备两项进阶能力，长时间跨周期调节能力和主动支撑电网稳定的能力。
长时储能：跨越“鸭子曲线”的时间鸿沟
长时储能的技术特征是延长放电时长至通常4小时以上，实现跨时段、大规模的能量搬移。《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》提出“加快突破大容量长时储能技术”，《行动方案》提出“探索多技术混合式新型储能、长时储能等应用”。长时储能需求释放的核心驱动力，来自风光装机扩大对电力供需时间格局的直接影响。
随着风光装机容量不断扩大，电力系统中“新能源供电过剩”的时间段将显著增加。以一个典型的电力系统“净负荷曲线”为例：当新能源装机从较低水平增加到较高水平后，午间光伏出力导致的净负荷低谷将更深、持续时间将更长，新能源过剩时长可能从1小时扩展至7-8小时。
过剩时长的增加直接导致两个经济后果：一是该时段的上网电价被压低（供过于求），削弱发电企业的盈利性；二是如果过剩电力无法被有效利用则产生弃电，造成资源浪费。出于经济性考虑，发电企业迫切需要储能来实现“时间搬移”，将低价过剩时段的电力储存起来，在高价紧缺时段释放，从而积累资产保障收益。当过剩时间从1-2小时扩展至6-8小时甚至更长，长时储能（4小时、6小时乃至更长）的需求因此被释放。
用户侧同样存在驱动力。《分布式光伏发电开发建设管理办法》明确，一般工商业分布式光伏需限制上网比例，多个省份将上网比例限制在50%以下（如宁夏、湖北、山东、海南、广西、山西均要求不高于50%，吉林更是要求不高于20%）。大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用。这意味着在加大推动“绿电+产业”模式的同时，工商业用户需要将更多的光伏发电就地消纳，当光伏大发时段远长于自身用电高峰时段时，长时储能就成为了实现高比例就地消纳的必要手段。
构网型储能：从“跟随电网”到“主动构建电网”
构网型储能的技术特征是通过先进的控制算法主动模拟同步发电机的特性，为电网提供关键的稳定支撑能力。《新型储能制造业高质量发展行动方案》提出“加快推动构网型储能应用，提升新型储能对电力系统稳定运行支持能力”，《行动方案》提出“加快推进构网型储能在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网的示范应用”。
理解构网型储能的价值，需要先理解“系统惯量”这个关键概念。在传统电力系统中，大量旋转的同步发电机（煤电、水电、核电机组）的转子惯量天然地为电网提供了稳定缓冲，当负荷突变或电源跳闸导致供需瞬间失衡时，巨大的旋转质量通过惯性继续维持系统频率，为调度员和控制系统争取到宝贵的调节时间。但随着风电光伏（通过电力电子变换器并网，不提供旋转惯量）逐步替代传统同步机组，系统惯量持续减弱。当系统惯量降至危险水平，一次普通的发电机跳闸或负荷突变就可能引发电网频率的剧烈波动甚至连锁崩溃。
传统的储能系统采用跟网型控制策略，以电网的电压和频率为参考，跟随电网运行。这种模式在系统惯量充足的“强电网”环境下运行良好，但在惯量不足的“弱电网”环境下可能加剧振荡甚至失稳。构网型储能则采用完全不同的控制策略，它像一个“领导者”，主动向电网输出电压和频率参考信号，模拟同步发电机的转子惯性和阻尼特性。当电网频率下降时，构网型储能主动释放能量“托住”频率；当电网电压波动时，构网型储能主动提供无功支撑“稳住”电压，从被动的能量存储设备升级为主动的电网稳定支撑者。
从技术复杂度和场景需求两个维度综合评估，四大场景呈现从“稳定控制”到“协同构建”的递进关系。沙戈荒基地面临的是集中式大规模构网挑战，需要解决多台构网型设备并联运行的稳定性问题；偏远孤网面临的是独立构网挑战，需要在完全没有外部支撑的条件下独立维持系统稳定；零碳园区面临的是分布式构网挑战，需要在并网和离网模式之间实现无缝切换；虚拟电厂面临的是最高层次的广域协同构网挑战，需要让分散在不同地理位置的大量构网型设备协调一致地运行。
长时储能与构网型储能并非互斥的技术路线，而是面向不同系统需求的互补方案。长时储能解决的是“电力-电量平衡”问题，确保系统在较长时间尺度上的供需匹配；构网型储能解决的是“频率-电压稳定”问题，确保系统在瞬时扰动下的安全运行。随着新能源占比持续提升，两个方向的需求都将同步增长，最终在新型电力系统中形成“长时储能保平衡、构网型储能保稳定”的协同格局。
结语
本文从储能的角色转变、场景的价值响应与实现路径以及技术发展三个角度对储能的发展趋势进行了梳理，协助企业更好地抓住储能发展带来的市场机遇。当政策把决策权交还市场，真正能补齐稳定性缺口、提供绿色价值的储能，才会从变成“核心资产”。