数字储能网讯：回顾2025年，中国储能行业经历了前所未有的政策变革密集期。从年初发改委与国家能源局联合发布的136号文件，终结新能源项目强制配储，到年末电力市场交易、绿电直连、虚拟电厂等一系列政策密集落地，整个产业进入了一个政策逻辑深度重塑、市场机制全面重构的关键节点。

这一系列连环政策不仅折射出国家构建新型电力系统与高质量能源转型体系的战略定力，也直接驱动储能行业从“政策驱动增长”走向“市场机制驱动的高质量增长”。

政策重塑：强制配储时代正式结束

2025年最具标志性的政策无疑是发改价格〔2025〕136号文——《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》。这一文件明确规定不得将配置储能作为新能源项目核准、并网、上网的前置条件，从根本上终结了过去数年中以政策强制配储为特征的产业发展模式。

如同行业所普遍评估，这一政策转向不是简单的退坡，而是驱动逻辑的根本性转变，即从过度依赖行政驱动的“量化配置指标”，转向市场竞争机制下的能源资产价值发现，从储能作为新能源附属品的“抬头配置”，走向独立参与市场交易、体现真实经济收益的“基建型资产”，从政府主导的投资扩张，进入企业自主基于成本收益评估的理性部署阶段。

事实上，除西藏外全国大部分内陆省份已陆续出台承接136号文的细则，虽然局部地区在过渡期仍然鼓励“租赁或配置储能”，但整体趋势已形成市场驱动替代强制配储的全国性共识。

在政策衔接机制中，136号文还规定存量新能源项目在2025年6月1日前并网可按传统差价结算机制执行，6月1日后并网电价需通过市场竞争定价。这个时间窗口自然成为市场行为的加速器。

而“抢并网”潮又带动了储能电芯“一芯难求”，大储PCS供应紧张，市场热度显著上升，这本质上反映了市场对储能实际经济性需求的爆发，而不再依赖简单的行政配置指标。

这一阶段不仅体现市场行为对政策节奏的快速响应，也预示了未来储能装机与运营收益将更多依赖市场化交易机制，而非政府贴息或规划指标。

绿电直连：新能源消纳终于不只靠电网了

2025年5月出台的发改能源〔2025〕650号文——关于有序推动绿电直连发展的相关政策，是推动新能源消纳机制创新的重要节点。该文件首次提出新能源发电无需通过公共电网，可通过专线直接输送给特定用户，并明确绿电直连项目新能源自发自用电量不低于60%，用电量中绿电比例不低于30%。

通过绿电直连机制，整个电力资产价值链呈现出以下深刻变化：新能源消纳路径从集中式经网交易向“就近直供”延伸；配置储能能力成为减少电网冲击和降低备用容量费用的经济手段，而不再由政策硬性要求；项目主体在“盈利性与可持续性”之间获得更强自主权，有助于培育长期就地消纳+储能协同运营模式。

同样值得关注的是发改价格〔2025〕1192号文，明确就近消纳项目按容量缴纳输配电费，而下网电量不再缴纳系统备用费，从价格机制层面鼓励项目方通过储能与负荷管理减少对电网备用容量的依赖。

这一系列细化规则，从定价到调度，从输配体系到交易安排，共同形成了绿电直连+储能协同优化的政策框架。这种融合路径不仅增强了新能源消纳的灵活性，也为储能在用户侧与电网侧之间创造了更丰富的商业模式。

零碳园区：储能正在变成工业基础设施

2025年，中国在工业大宗行业首次引入可再生能源消费比例要求政策框架，涉及钢铁、水泥、多晶硅等高耗能行业，同时对新建枢纽节点数据中心的绿电消费比例提出高达80%的要求。

紧接着，国家发改委、工信部与国家能源局联合发布的《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），为零碳园区建设提供了系统性指引和衡量标准，明确提出在“十五五”期内推进约100个左右国家级零碳园区落地。

在“双碳”战略背景下，提升可再生能源供电比例，与智慧调控系统联动，是工业园区实现降碳最经济且最具投资回报的路径；储能则成为工业侧应对新能源消纳、负荷调节、峰谷电价套利和备用电力保障的战略资源。

在这一逻辑中，储能不再是边缘调节装置，而是工业园区“绿色供电系统”的核心构件，其长期投资收益逻辑愈发清晰。

虚拟电厂：分布式价值的“放大器”

2025年，政府正式发布关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见（发改能源〔2025〕357号），并设定到2030年虚拟电厂形成5,000万千瓦调节能力的目标。

虚拟电厂（VirtualPowerPlant,VPP）通过整合分布式光伏、储能、需求响应等资源，形成可调度的逻辑电力资产，从而参与电力市场交易、辅助服务和现货响应。研究表明，随着储能和分布式能源规模增长，VPP能显著提升新能源利用效率和系统柔性。

2025年的政策重点在于：市场准入边界清晰化：将VPP纳入市场主体体系，与传统发电与输配资源等同；价格与激励机制完善：配套电力现货、辅助服务和容量市场机制，为VPP参与者创造收入通道；扩展需求侧参与路径：不仅涵盖工商用户、分布式资产，还包括家庭和微电网资源。

从供给侧角度看，VPP是让分布式储能从静态资产向动态可交易资源转变的重要载体，使得储能不仅是能源平衡的调节器，更是代表可调度灵活性参与市场竞争的新型电力主体。

盈利逻辑重构：储能开始像“电厂”而不是“设备”

在市场化电力交易框架下，独立储能项目盈利逻辑从“依赖政府补贴和固定电价差”转向多渠道市场化收益主体，这是2025年储能行业最深刻的变化之一。

2025年4月发布的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（394号文），明确2025年底前实现全国范围内基本全覆盖的现货市场建设目标，同时设定储能作为市场主体参与现货交易的规则。

《电力中长期市场基本规则》明确：储能企业、虚拟电厂等新型主体可以独立参与市场成员身份；在放电时段以发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易，创造了双向市场参与价值链条。

同时，2025年出台的《电力辅助服务市场基本规则》统一了辅助服务市场机制，明确调峰、调频、备用等服务的补偿规则，这使得储能参与辅助服务从边际收益变成基础收益渠道。

在容量电价与容量补偿机制方面，目前内蒙古、新疆等省份已建立了按储能放电量进行容量补偿机制，河北、山东等地推出了包含储能的容量电价机制，多省方案正在征求意见并逐步落地。

这些机制意味着电源侧储能和电网侧储能在盈利渠道上正逐步趋同，市场化交易将真正成为主导收益来源，而不是过去的行政性补贴路径，储能也将从“设备销售行业”，走向“电力资产行业”。

一个清晰的结论：“十五五”拼的是“结构判断力”

回头看2025年政策密集出台的真正含义，其实只有一句话：国家不再替储能找需求，而是让储能自己去市场中证明价值。

如果说2025年之前，储能还是一个被“强制配储”粗暴捆绑在新能源身后的单一赛道，那么进入“十五五”，储能已被政策主动拆解为多个差异化市场单元。不同细分市场，政策逻辑、收益来源与企业能力要求，正在快速分化。

这也意味着在“十五五”期间，没有被市场验证的商业模式，将快速出清。只靠政策套利的项目，将逐步失效。那些真正理解电力系统、交易机制和用户负荷的企业，将获得复利增长。

从产业视角来看，政策只是舞台，真正的答案却写在企业报表里。所以对储能企业来说，“十五五”竞争的核心，不是“有没有订单”，而是有没有踩中正确的细分赛道。

从企业表现来看，结构性分化已经非常明显。如阳光电源储能发货正高速增长，海外占比超过80%；强调大储、电网级、长时储能；深度参与欧美电力市场规则，深耕海外市场。完成从卖储能设备到卖“电力系统解决方案”的转型，是最典型的“政策市场化直接受益者”。

而亿纬锂能的变化也具有标志性意义。目前，亿纬储能电池出货量已明显超过动力电池；客户结构以大储、海外项目为主；在300Ah+、500Ah大电芯上押注明确。说明在“十五五”周期里，储能将是更稳态的增长曲线。其背后逻辑是储能对一致性、寿命、成本更友好；不依赖单一车企客户；政策风险显著低于动力电池。

派能科技、新能安等企业则押注工商业储能与虚拟电厂，看重“分布式灵活性”的长期价值。这类企业的共同点是不追求极致规模；而是深耕C&I+分布式+数字化运营。典型策略包括与地方平台合作建设虚拟电厂；强化EMS、负荷预测、交易策略；从卖设备转向“设备+运营分成”。他们赌的是一个判断：当行政电价退场，真正懂电力市场和用户负荷的企业，才有超额收益。

天合、晶科、阿特斯等众多光伏巨头进入储能，并非激进扩张，而是战略防御，主要是防止组件业务周期波动，延长客户价值链，提供“光伏+储能+服务”的一揽子方案。但现实也很清晰，储能不是组件的简单延伸，对系统能力、风险控制要求更高，是否能真正盈利，取决于是否具备独立运营能力。

结语：当储能走向“能源基础设施时代”

回看过去十年，新能源产业的主线从来不是某一项技术的胜负，而是电力系统形态的持续演进：从“以电源为中心”，走向“以系统为中心”。光伏和风电解决的是“如何发电”，而储能真正回答的，是“如何把不稳定的电，变成可调度、可交易、可定价的能源资产”。

从这个意义上看，储能的角色正在发生根本性变化——它不再只是新能源的“配套成本”，而是在高渗透率时代，承担着电力系统稳定器、灵活性资源、甚至金融化载体的多重职能。这也是为什么，当新能源渗透率越过临界点，储能不再是可选项，而是必选项。

而2025年作为行业分水岭的意义，正在于此。

它并非简单的“装机大年”，而更像是储能行业从工程导向走向系统导向、从规模扩张走向结构分化的关键拐点，如AIDC 带来确定性高价值需求，长时储能抬升技术与资本门槛，工商业储能锤炼商业模型与运营能力等等。

这些变化都共同指向一个结果：储能正在脱离“通用制造业”的估值逻辑，逐步迈入“能源基础设施”的竞争维度。