2025年，中国储能行业迎来了前所未有的政策密集期，整个政策环境正在发生翻天覆地的变化。

年初，国家发改委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号），明确叫停新能源强制配储，打破了持续多年的政策驱动发展模式。

随后，关于推动电力现货市场、虚拟电厂、绿电直连、新能源消纳和调控、新能源集成融合发展，以及中长期市场基本规则、辅助服务市场基本规则等一系列文件密集出台。

每一项政策都是整个能源体系变革中不可或缺的一环，相互交织形成的政策矩阵，正是国家提出未来十年风电光伏总装机力争达到36亿千瓦目标的底气。

年末之际，本文将对2025年储能行业政策大转向、行业发展趋势变迁进行复盘，以管窥十五五期间储能产业的深层变革。

01 政策转向：告别强制配储时代

2025年2月出台的136号文作为市场机制的引擎，彻底改变了储能行业的游戏规则。文件明确规定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，从根本上改变了持续多年的储能发展模式。

这一政策转折，并非简单意义上的政策退坡，而是驱动逻辑的根本性转变，从政策驱动转向市场驱动。

如果说136号文是引爆变革的导火索，那么后续一系列政策则是构建新生态的骨架。

目前，除西藏外，其余内陆省份的136号文承接文件均已出台，虽然多数省份明确不再将租赁、配置储能作为新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，但也有部分省份继续按要求配储并鼓励新增项目租赁或配置储能。

由于136号文规定存量新能源项目在2025年6月1日前并网可享受差价结算机制，6月1日后并网的增量项目需完全通过市场竞争确定电价。这一政策直接导致2025年上半年储能行业迎来一轮抢装潮。

根据中电联报告，2025年Q2国内储能电站新增装机11.11GW/28.031GWh，同比增长约50%，环比增长约335%。虽然Q3新增装机有所下滑，但抢装潮并未消退，只是从“抢并网”转向了新一轮的招标热潮。

储能电芯出现“一芯难求”的情况，大储PCS也出现供应紧张的情况，市场热度高涨，这也意味着，市场对储能的实际需求已真正转向经济性驱动。

02 绿电直连：新能源消纳突破口

2025年5月出台的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）首次在国家层面为绿色电力直连供电“开闸”，明确新能源发电无需经过公共电网，可以通过专线直接输送给特定用户。

这就从根本上打破了绿电必须经过公共电网交易的传统路径，让源头到终端的绿电消费成为可能。

为了促进新能源就近就地消纳，650号文规定，绿电直连项目新能源自发自用电量不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。

而这种就近消纳模式无疑需要配套一定的储能或灵活调节能力，而配比则交由具体项目来定夺，让项目主体实现经济性的基础上减少对于电网的冲击。

更重要的是，2025年9月份发布的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）明确了就近消纳项目的价格机制，实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费。

1192号文同样没有强制规定配置储能，而是通过收取电网备用服务付费，促使项目方通过配置储能、调节负荷等方式，最大程度减少对电网备用容量的依赖，这就对储能构成了一个完整的激励机制闭环。

03 零碳园区：工业降碳主战场

2025年7月，国家政策明确在电解铝行业的基础上，增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，其中，钢铁、水泥、多晶硅行业要求绿电消费比例为25.2%～70%，数据中心绿电消费比例为80%。

在这个基础上，10月13日，国家发展改革委向社会公开征求《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》意见，能源消费降碳将成为更多行业的硬性约束。

2025年7月，国家发改委、工信部、国家能源局印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），首次从国家层面为零碳园区建设提供系统性指引，明确建设要求和衡量标尺，标志着零碳园区建设进入关键的实施落地阶段。

根据“十五五”规划，要建成100个左右国家级零碳园区，园区低碳转型将进入加速期。

工业园区的碳排放主要来自能源活动和工业生产过程，相比起高成本、高难度的工艺替代，通过能源活动实现碳减排是投资收益更明确、经济性更高的路径，而最核心的就是构建高比例的可再生能源供电体系和智慧调控系统。

风光新能源供电比例越高，对储能的需求就越大，大规模的零碳园区建设将催生一大批储能建设需求。

04 虚拟电厂：分布式能源价值放大器

2025年4月份发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）为储能行业开辟了全新的价值提升路径。文件明确设定2030年虚拟电厂形成5000万千瓦调节能力的目标，并放宽市场准入、完善价格与辅助服务机制。

这一政策的重要性在于，它正式确立了虚拟电厂作为新型经营主体的市场地位。

2025年12月18日，国家发改委、国家能源局正式印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），其中提到，直接参与市场交易的电力用户，不再执行政府制定的分时电价。

高工储能此前曾指出，2025年江苏、浙江分时电价调整的共同点在于，弱化“固定价差”对工商储的盈利支撑，倒逼行业脱离“依赖价差套利”的单一模式。

新能安储能事业部中国区总裁马金鹏表示，行政分时电价正在退场，零售分时电价已然来临。

新巨能总经理马博强调，工商业储能作为灵活资源参与表前市场，平抑高比例新能源入市所造成的现货价格波动，才是行业发展的终极目标。他预测，5年内，国内工商业储能的批发侧表前收益将远超零售端表后收益。

单个储能电站的调节能力有限，而虚拟电厂聚合是工商业储能项目形成规模化的可调度容量，实现表前收益的重要路径，被视为真正打开分布式能源调节能力和盈利能力的关键钥匙。

05 盈利突破：电力市场交易+辅助服务+容量补偿

储能项目已从依赖政策补贴逐步转向多渠道收益，包括参与电力现货市场、中长期交易、参与辅助服务市场获得调峰调频补偿及容量电价补偿等。

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），要求2025年年底前基本实现电力现货市场全覆盖，各省现货市场建设全面提速。现货市场价差套利将成为独立储能电站主要收益来源之一。

《电力中长期市场基本规则》正式明确将储能企业、虚拟电厂等新型主体纳入市场成员，并赋予储能“双重身份”，独立储能在放电时段按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。

随着新能源消纳压力加剧，电网对储能电站辅助服务的需求进一步提升，调频、调峰、备用服务补偿正从储能电站的“额外收益”变成“基础收益”。

同在2025年4月出台的《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号），统一调峰、调频、备用等辅助服务市场机制，明确补偿规则和价格形成，释放更多灵活调节资源参与辅助服务。

同时，储能容量补偿和容量电价机制取得突破性进展。具体来看，内蒙古、新疆针对独立储能建立了按放电量补偿的容量机制；河北制定了独立储能容量电价；山东实施了包含储能在内的发电侧容量电价机制，甘肃、宁夏发布有关建立发电侧容量电价机制的征求意见稿。

随着强制配储政策的终结，电源侧储能也在逐渐走向“独立”，在盈利渠道上，电网侧储能与电源侧储能已基本一致。