引言
笔者在7月30日发布的文章《储能赚钱太难？万字长文讲透中国储能的商业秘密》中，已经系统性地揭示了储能产业在繁荣之下所面临的盈利困境、价格内卷与资产闲置等核心痛点。正当行业在“成长的烦恼”中寻求破局之路时，9月12日，国家发展改革委、国家能源局两部委联合发布了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》，如同一场及时的政策甘霖，为产业的未来发展指明了方向。
笔者将聚焦于这份《行动方案》，深入剖析其如何从顶层设计上重塑市场规则，通过构建“电能量市场、辅助服务与容量补偿”三位一体的盈利范式，来系统性地破解行业顽疾。同时，本文也将探讨，在政策与市场双轮驱动的新周期下，产业链各方所面临的重大战略机遇与潜在挑战，旨在为所有关注中国储能产业的同仁，提供一份清晰、深刻的行动参考与决策依据。
01 序章
回顾政策脉络，从2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出到2025年装机达到3000万千瓦以上的初步构想，到2023年《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》将其定位为关键环节，顶层设计已为储能产业的发展铺设了清晰的跑道。
然而，市场的疑虑并未完全消除，特别是2025年初136号文明确不得将配置储能作为新建新能源项目并网等的前置条件后，业界一度担忧强制配储政策的松动会削弱产业发展的支撑力度。
此次《专项行动方案》的出台，以一种更为坚定和市场化的姿态，彻底打消了这些顾虑，政策的决心非但未减，反而从过去的行政性配置要求，转向通过构建峰谷电价套利空间、完善辅助服务市场、建立容量电价补偿等一系列市场化激励机制，来激发产业内生的发展动能。这预示着，中国储能产业的发展逻辑正在发生深刻变革，一个“政策引导与市场驱动”并行的双轮驱动新周期已然来临。
《专项行动方案》设定的核心目标：到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，并带动直接投资约2500亿元，这一数字的背后，蕴含着深刻的产业逻辑和巨大的市场机遇。
截至2025年上半年，全国新型储能已达9491万千瓦，较2024年底增长约29%；考虑《专项行动方案》“到2027年装机1.8亿千瓦以上”目标，未来2年半仍需净增约8500万千瓦，考验规模化建设与市场化消纳能力。
同时，2500亿元的直接投资将如同一块巨石投入平静的湖面，激起整个产业链的层层涟漪。上游的原材料与电池制造业将迎来产能的急剧扩张，中游的系统集成和电力设备企业将面对雪片般的订单，而下游的工程建设与运维服务市场也将被全面激活。
如此巨大的市场规模，其战略意义远不止于数字本身。它将有效促进技术创新与成本下降的良性循环，加速实现储能与新能源的协同发展。有分析认为，参照中国在可再生能源领域一贯超额完成规划目标的传统，1.8亿千瓦或许仅仅是一个相对保守的“下限”，实际的装机规模极有可能超出预期。
无论最终数字如何，这一目标的设定清晰地表明，新型储能在中国能源战略棋局中的地位已然提升至新型基础设施的高度，它不再是新能源的简单附属品，而是保障能源安全、构建新型电力系统的关键支柱，中国储能产业正昂首阔步，从“起步探索”迈向“提速倍增”的全新征程。
02 阵痛
尽管过去几年中国储能装机规模经历了爆发式增长，但在繁荣的表象之下，行业内部却长期被几大顽疾所困扰，严重制约了其健康可持续发展。这些深层次的矛盾，集中体现为“低价中标”陷阱引发的质量隐忧、市场机制缺失导致的盈利模式单一，以及调度利用率不足所造成的资产闲置问题，而《专项行动方案》的出台，正是对这些行业痛点的一次精准回应和系统性制度重构。
近年来，储能招投标市场的“内卷”现象愈演愈烈，尤其自2023年以来，大型储能系统集采和EPC项目的报价屡次击穿成本线，陷入了恶性的价格战。
2023年，2h系统中标均价由年初约1.1元/Wh降至0.79元/Wh；2024年2h系统中标均价约0.628元/Wh，低位运行延续，部分企业反映近期个别集采报价接近或低于成本，价格博弈仍在持续，这种“赔本赚吆喝”的商业模式，直接催生了对产品质量的深层忧虑。
超低报价的背后，很可能是对电池品质、安全设计、系统性能的妥协与牺牲，为未来的安全运营埋下了巨大隐患，同时，这种以牺牲利润换取市场份额的短视行为，也严重损害了行业的创新能力和长远发展潜力。
而且，“赚钱太难”一直是悬在储能投资者头顶的达摩克利斯之剑。在过去的市场环境下，储能项目的盈利模式极其单一，绝大部分收益只能依赖于峰谷电价的差价套利，然而，电价的波动性强、地域差异大，且部分地区的峰谷价差并不足以支撑项目的投资回报。
此外，虽然部分地区开放了调频等辅助服务市场，但市场容量有限，且不同服务之间的规则往往存在冲突，导致储能项目难以实现收益的最大化。
更核心的问题在于，全国层面迟迟未能全面建立起统一的容量补偿机制，储能作为独立市场主体的地位模糊不清，其提供的可靠容量和对电网安全的关键价值无法得到合理回报。在这种商业模式脆弱、收益预期不稳的情况下，社会资本对储能投资普遍持谨慎观望态度，项目融资也面临重重困难。
更为严峻的是，大量已建成的储能设施长期处于低效运行甚至闲置状态，即行业内俗称的“晒太阳”现象。许多新能源场站配建的储能设备，每日的充放电次数寥寥无几，个别项目甚至从未真正投入运行，一些并网的独立储能电站，也很少接收到电网的调度指令。
造成这一现象的原因是复杂的。
一方面，传统电网调度体系以安全为首要原则，对于新型储能这一新兴事物缺乏足够的了解和调度经验，往往倾向于“能不用就不用”，以避免增加系统的复杂性；另一方面，技术壁垒和利益藩篱并存，部分储能项目未按标准接入电网的自动化控制系统，导致调度指令无法下达或识别；同时，由于缺乏明确的补偿机制，电网频繁调用储能会增加自身的运营成本，而发电企业也可能因“无偿服务”而缺乏配合的积极性。
资产的长期闲置，不仅是对宝贵资源的巨大浪费，更让本已脆弱的项目收益雪上加霜，严重动摇了产业发展的信心。
03 重塑
面对行业发展中“低价中标”、“盈利单一”和“资产闲置”这三大核心痛点，《专项行动方案》没有采取头痛医头、脚痛医脚的局部修补，而是从顶层设计入手，通过重塑市场机制，为储能产业构建了一套“电能量市场+辅助服务市场+容量补偿机制”三位一体的全新盈利范式。这一系统性的制度创新，旨在从根本上理顺储能的商业逻辑，使其价值得以在多维度市场中充分显现和变现。
首先，在电能量市场层面，方案的核心是确立储能的独立市场主体地位，并为其全面参与市场交易扫清障碍。政策鼓励储能项目，无论是作为独立实体还是与新能源场站捆绑形成的“联合体”，都可以全面参与电力现货市场及中长期交易，这意味着储能将不再仅仅是发电侧或用户侧的附属设备，而是可以像发电厂一样，在电力批发市场中根据价格信号自主决策，通过低买高卖来获取价差收益。
这种身份的转变，将储能从被动的成本中心，解放为主动的利润中心，其商业模式的想象空间被极大拓宽，随着各地电力现货市场建设的不断完善和价格形成机制的理顺，储能的套利空间将更加清晰和可预期。
其次，在辅助服务市场方面，方案明确要引导储能有序参与调频、调峰、备用等各类辅助服务，并鼓励各地根据电网的实际需求，创新性地开发出如爬坡能力、虚拟惯量等新的服务品种。凭借其毫秒级的快速响应能力和精准的功率控制能力，新型储能在提供高品质辅助服务方面具有得天独厚的优势，通过参与市场化竞价，储能可以将其卓越的技术性能转化为实实在在的经济收益。
这部分收益通常与电能量市场的价格波动关联度较低，能够为储能项目提供一笔相对稳定且可观的现金流，从而有效对冲单一电价套利所带来的市场风险。目前，在部分区域，一座百兆瓦级的电网侧储能电站仅通过参与调频服务，年收益便可达数千万元，这充分证明了辅助服务市场对于提升项目整体回报率的关键作用。
最后，也是此次政策中最具突破性和决定性的一环，便是加快建立并落实容量电价机制。容量补偿的本质，是电力市场为保障系统长期充裕度和可靠性，向能够提供可靠容量的资源支付的固定费用，相当于一种“可用性租金”，对于重资产、高投入的储能项目而言，容量电价的引入无异于吃下了一颗“定心丸”，它为储能项目提供了一笔不依赖于实际调用次数、长期稳定的保底收入，构成了项目现金流中最可靠的基石。
在过去，业界普遍呼吁尽快出台容量电价政策，因为仅依靠不确定的现货价差和有限的辅助服务收入，难以支撑储能产业的大规模发展，如今，这一机制在国家层面得到确认和统一部署，标志着储能的价值发现机制实现了闭环。
容量价值的货币化已在省域层面落地并加速扩围：山东通过用户侧收取容量补偿电价并引入可用容量核定规则；内蒙古较早明确独立储能容量补偿上限；甘肃提出330元/kW·年的电网侧储能容量电价（征求意见）；湖南以价差疏导+辅助服务形成“准容量化”的固定收益支撑的等等，相信在《专项行动方案》的推动下，各地有望加速将容量补偿机制全面落实到位。
这套三位一体的市场机制，从根本上重塑了储能项目的收入结构。储能的盈利逻辑，从过去单一押注价差的“套利模式”，升级为集交易收益、服务收益和容量收益于一体的“多元变现模式”，这种多元化的收入来源，不仅极大地提升了储能项目的经济可行性和抗风险能力，也为社会资本大规模进入储能领域铺平了道路，推动储能商业模式从依赖政策补贴，向真正的市场化、可持续盈利转型。
04 跃迁
《专项行动方案》在重构市场机制的同时，也极大地拓展了新型储能的应用边界，推动其价值从传统的电力系统支撑，向更广阔的综合能源服务领域延伸。方案围绕电源侧、电网侧和用户侧的多元化场景创新，描绘了一幅储能深度融入经济社会方方面面的宏伟蓝图，使其商业模式更加立体和丰富。
在电源侧，储能的核心价值在于提升新能源的并网友好性和系统价值。方案明确提出，在沙漠、戈壁、荒漠等大型可再生能源基地，要科学规划配置储能，建设“系统友好型”新能源电站，通过储能的快速充放电能力，可以有效平滑风电、光伏发电的间歇性和波动性，使其输出曲线更加稳定可控，从而提高新能源电站的可靠出力水平和并网消纳率。这不仅能显著减少弃风弃光造成的经济损失，更有望在未来的电力现货市场中，让“新能源+储能”联合体凭借更优质的电力产品获得更高的市场报价。
此外，方案还鼓励存量煤电机组与电化学储能、电热储能、飞轮储能等联合运行，利用储能的快速响应优势，增强火电机组的调峰调频灵活性，帮助其在辅助服务市场中获取额外收益，在这些应用中，储能的角色已从被动的“配套成本”，转变为主动创造价值的“增值组件”。
在电网侧，储能正从过去的“补充角色”转变为不可或缺的“关键资产”。方案提出，在负荷中心、大规模新能源汇集区、大容量直流馈入点等电网关键节点，要布局独立储能电站，并开展构网型储能等前沿技术示范。这些独立储能电站作为独立的电力设施，不仅可以通过峰谷价差套利和提供辅助服务来盈利，更重要的是，通过容量电价机制，其为电网提供的可靠容量支撑将获得稳定的固定补偿，这相当于为电网侧储能建立了一种“容量租赁”的商业模式，极大地改善了其收益的稳定性。
笔者曾在《储能赚钱太难？万字长文讲透中国储能的商业秘密》一文中指出，电网企业可通过“输配电替代投资”模式，把社区级/配网侧储能视作更经济的扩容替代方案。随着监管政策允许储能资产的成本进入输配电价回收体系，电网侧储能有望撬动一个万亿级的巨大市场，对于投资主体而言，独立储能电站正日益从过去单纯博弈价差的投机性资产，转变为拥有稳健租金回报、类似公用事业的基础设施类资产。
而面向更为广阔的用户侧市场，方案则鼓励储能与多元化场景深度融合，催生出丰富的新业态和新模式。
在工业园区、数据中心、大型商业综合体等用电大户，储能可以通过削峰填谷，帮助用户降低高峰时段的高昂电费，并在紧急情况下提供备用电源，保障用能安全。
通过虚拟电厂（VPP）技术，可以将成百上千个分散在用户侧的储能、可调节负荷、分布式光伏等资源聚合起来，作为一个整体参与电力市场的交易和电网的调频调峰，实现“聚沙成塔”，让小规模资源也能分享规模化运营的收益。
在交通领域，“光储充”一体化充电站，利用光伏发电和储能系统，不仅可以实现新能源车使用绿色电力，还能在电网负荷高峰时，通过车网互动（V2G）技术，让电动汽车反向给电网送电，车主也能因此获得收益。
此外，“绿电直连”模式下，储能与新能源发电设施相结合，可以为有特殊需求的工业客户提供高品质、高可靠性的绿色电力供应，客户愿意为此支付一定的绿色溢价。
这一系列场景的创新，使得储能的价值链条被无限拉长，其收入来源不再局限于电力市场的价差，而是扩展到了节省用户用电成本、虚拟电厂的运营服务费、绿色电力的附加值等多个维度，储能资产的价值属性，也因此从单一的电力商品，演变为集能源管理、电力交易、能效服务于一体的综合性解决方案。
05 机遇
在《专项行动方案》的强力驱动下，中国储能产业正迎来一个前所未有的“政策+市场”双轮驱动的黄金发展周期，未来两到三年，将是各类市场参与者抢抓战略机遇、布局未来格局的关键窗口期。
对于储能技术提供商而言，机遇与挑战并存。
尽管1.8亿千瓦的装机目标中，锂离子电池仍将是绝对的主力，但政策已明确鼓励液流电池、压缩空气储能、钠离子电池等多元化技术路线的试点示范与发展。这意味着，拥有先进技术储备的企业将迎来发展的春天。特别是钠离子电池，因其资源丰富、成本潜力巨大，被广泛视为大规模长时储能的理想替代技术之一。
有预测称，若钠电池产业化进展顺利，到2030年其成本有望降至锂电池的一半以下，这将从根本上改写储能项目的经济性。因此，加大对新型电化学储能、机械储能等前沿技术的研发投入，推动其工程化和商业化落地，将是技术企业在新一轮竞争中脱颖而出的关键。
与此同时，锂电技术企业也需持续聚焦安全与寿命两大核心指标，通过开发半固态电池、更高安全等级的电池管理系统（BMS）等产品，来满足政策对高安全、高可靠储能的严格要求。
对于项目投资人来说，储能资产的投资吸引力正在显著提升。随着容量电价等市场机制的逐步落地，长期困扰投资者的收益不确定性问题将得到极大缓解。其中，独立共享储能模式尤其值得关注，由独立第三方投资建设大型储能电站，以“容量租赁”的方式为多个新能源发电项目或大用户提供服务，这种模式既能满足新能源企业的配储需求，又能通过服务多个主体来分散风险，实现“租金+市场交易”的双重稳定收入。
共享储能的商业模式类似于长期物业租赁，风险可控，回报稳健，非常适合保险资管、产业基金等追求长期稳定收益的资本进入，投资者应密切关注各地首批容量补偿试点和电网侧示范项目的机会，提前布局优质资源，有望赢得可观的先发优势。
对于虚拟电厂（VPP）运营商而言，一个巨大的蓝海市场正在开启。VPP作为聚合与优化分布式能源的核心载体，预计在未来几年将从试点示范走向大规模商业化运营，这对于拥有先进软件平台和聚合调度能力的第三方运营商是绝佳的机遇。运营商通过聚合海量的用户侧储能和可调负荷，不仅可以帮助用户分享电力市场的红利，自身也能通过提供优化调度和市场交易服务来获取收益，相关企业应提前布局虚拟电厂的核心技术，积极寻求在首批试点城市获得运营牌照，并与工业园区、大型商业地产等资源方建立紧密的合作关系。
对于新能源发电企业，新政策同样带来了战略转型的契机。尽管“强制配储”不再是硬性要求，但对于大型新能源基地而言，配置储能以提升并网可靠性和消纳率已是大势所趋，新能源企业需要转变观念，将储能视为提升电站整体价值的核心资产，而非被动的成本负担。通过优化“源网荷储”一体化运行，企业不仅能获得更稳定的发电收益，还能探索“发电+现货交易+辅助服务”的综合盈利模式，而且，共享储能模式也为新能源企业提供了更灵活的选择，使其可以将储能的投资和运营交给更专业的合作伙伴，从而聚焦主业发展。
当然，尽管前景光明，储能产业的规模化之路也并非坦途。在政策执行层面，各地电力市场化改革的节奏不一，可能会导致储能项目的短期盈利能力存在地域差异；在市场竞争层面，价格战的惯性短期内或许难以完全消除，企业仍需警惕低价竞争带来的质量与利润风险；在供应链层面，上游关键原材料的价格波动仍是不确定因素；此外，随着储能电站的大规模建设，安全监管的压力也将持续增大，任何一起重大安全事故都可能对整个行业的发展信心造成冲击。
然而，瑕不掩瑜。
通过这份纲领性的《专项行动方案》，我们清晰地看到，中国储能产业的发展逻辑已经发生了根本性的转变，一个政策驱动与市场主导相互协同、良性互动的新周期已经开启。未来几年，行业将不再仅仅是量的扩张，更将是质的飞跃，产业链各方唯有深刻理解政策意图，积极拥抱市场变化，将安全与质量置于首位，方能在这场波澜壮阔的能源变革中，书写出属于自己的精彩篇章。
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