2025年初，136号文件横空出世，我国的新能源行业随之进入了旨在加快构建新型电力系统、推动新能源市场化进程的政策密集且深入的调整期。
从政策过山车到市场马拉松，储能行业也正经历从"政策依赖"到"价值创造"的涅槃重生。
这一过程不仅重构了储能行业底层逻辑，更催生了技术迭代、模式创新与生态重构的系统性破局。
抢装潮来了吗？
2025年2月9日，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》（业内称之为“136号”），该文件明确，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,标志着推动中国储能产业近几年高速发展却因“建而不调、建而不用”饱受诟病的强配储时代谢幕。
另一方面，文件明确推动新能源上网电量全面进入电力市场，标志着新能源电价全面市场化时代的开启，储能产业将由“政策驱动”向“市场驱动”转型。
文件以2025年6月1日为节点，对新能源项目实行“新老划段”，推动存量与增量项目差异化入市。
6月1日前投产的存量项目，仍享受一定程度的保障性收购机制，电价按现行政策执行（不高于当地煤电基准价），但需逐步通过设备改造提升竞争力，主动参与市场。
6月1日及以后投产的增量项目，原则上全部电量进入电力市场交易，通过竞价形成电价。
由此，舆论认为，政策将对储能市场产生两个方面的显著影响，一个是失去政策支撑，储能装机将收到短期阶段性震荡；另一个是，为享受更有利的电价政策，获取相对稳定的收益，新能源企业加速推进项目建设进度，争取在“531”节点前并网，这就促使储能项目也跟着加快建设和安装，形成抢装潮。
从实际情况看，多家机构发布的数据显示，一季度新型储能新增装机首次出现季度性下滑，但据CESA储能应用分会产业数据库的数据，截至目前，储能招投标市场与新型储能装机均呈现高速增长趋势。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年1-4月，国内储能EPC/PC（含直流侧设备）、储能系统、储能电池采购等招标规模已高达34.52GW/125.6GWh，容量规模同比增长156%。
截至2025年5月20日，国内新型储能新增并网项目487个，装机总规模11.9GW/32.32GWh，总装机功率同比增长70.98%，容量同比增长76.9%。
其中电网侧储能新增并网项目62个，总规模6.34GW/14.63GWh，功率、容量规模同比分别增长74.18%、52.4%；电源侧并网项目76个，总规模4.15GW/13.73GWh，功率、容量规模同比分别增长59%、102.2%。
由此可见，为享受差价结算机制保障收益、规避市场化定价波动风险，业主方在“531”节点前落地大量订单促使了招投标市场爆火，而储能项目通常因建设周期较长，一季度通常不是交付高峰，一些机构出现的装机下滑也属正常现象，一般而言，二季度乃至下半年将是储能项目集中交付期，可以预见，新型储能新增装机高速增长仍将是今年储能市场的大趋势。
多地出台““136号文”承接细则
136号文被认为是彻底重构了储能产业的发展逻辑，是电力市场进入交易时代，促进储能产业发展的关键转折点，因此，地方的配套措施尤为关键。
5月以来，作为我国电力改革、新型储能发展的前沿阵地，山东、广东相继出台细则文件，广西也传出网络版细则，这意味着新能源市场化改革迈入地方加速落地的新阶段，为其他省份后续政策跟进提供了参考。
其中，山东是国内首个公开136号实施细则文件的省份，政策亮点在于通过完善电力市场机制直接提升储能收益。
山东要求，2025年底前实现风电、太阳能等新能源全面参与电力市场交易 ，且2025年竞价工作原则上于6月份组织。
为推动新型储能持续健康发展，山东在落实136号文要求时，采取了一系列有利于储能发展的举措。
一方面，在电价机制方面，适当放开现货市场限价，拉大充放电价差，存量项目（即2025年5月31日前投产）全电量进入市场后，其机制电价按照国家规定的上限执行，标准为0.3949元/kWh，相较2024年新能源现货均价0.35元/千瓦时高约12.8%。
增量项目（2025年6月1日起投产）则需通过竞价确定机制电价，且申报充足率不低于125%，最终电价以入选项目中的最高报价为准。
这些措施直接提升了储能在电能量市场的收益。
另一方面，政策明确独立储能向电网送电时，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，这大大提升了储能电站的盈利能力，使得被储能市场寄予厚望的独立储能电站在市场中的竞争力增强，也为储能项目吸引更多投资创造了有利条件。
广东的政策特点在于推动新能源全面入市，为储能发展提供潜在空间。
该省发布的136号文细则明确，2025年6月1号起，所有的新能源项目风电光伏上网电量全面入市，电价由市场交易来形成 ，用户可以自主地报量报价、聚合报量报价或者作为价格的接受者三种方式参与。
虽然广东136号文细则中关于储能的直接规定并不多，但新能源全面参与电力市场交易为储能发展提供了潜在空间。随着新能源上网电量全部进入市场，新能源发电的波动性和间歇性问题会更加凸显，而储能作为解决这些问题的有效手段，其市场需求有望增加。例如，储能可以在新能源发电过剩时储存电能，在发电不足时释放电能，保障电力供应的稳定，从而更好地满足市场对电力稳定性的要求。
根据南方电网发布《新能源参与电力现货市场工作方案（2025年版）》（征求意见稿），为落实136号文文件精神，南方五省（广东、广西、云南、贵州、海南）自2025年6月起执行现货长周期结算试运行，推动集中式、分布式新能源上网电量全面参与现货市场。
现货市场的运行将使电力价格信号更加灵敏，储能可以通过参与现货市场交易，利用价格波动获取收益，这也为储能在广东的发展创造了良好的市场条件。
此外，网上近日流传的广西“136号文”实施细则征求意见稿也引起业内的广泛关注。
根据网传信息，广西实施方案也对存量与增量项目进行了明确区分。存量分布式新能源项目的机制电价为广西燃煤基准价0.4207元/kWh，全部纳入机制电量规模；集中式新能源项目电价为0.324元/kWh，2025年的电量已通过中长期合约保障，不再设置额外机制电量。新增单个项目申请纳入机制电量的比例不超过80%。
增量项目则需每年通过竞价方式形成机制电价，2025年将开展首次竞价交易，参与对象为承诺在当年6月至12月期间投产的项目。竞价时按报价从低到高排序，最终机制电价原则上按入选项目中的最高报价确定，但不得超过0.4207元/kWh的上限。
方案的亮点在于，通过建立新能源可持续发展价格结算机制，对新能源项目的电价和电量进行规范管理，虽然文件中没有直接针对储能的价格支持措施，但新能源项目更加规范的市场环境有利于储能与新能源的协同发展。
但是对于这份文件，5月21日，广西壮族自治区发改委辟谣称尚无“136号文”实施细则正式文件版本上报审批。
尽管上述3地的136号文件侧重点各有不同，但都将对储能行业的发展产生重要影响。
随着这些政策的持续推进和落实，其他省份的陆续跟进，储能行业将在市场化的道路上不断发展壮大，在构建新型电力系统中发挥更加重要的作用。
储能市场化再落一枚“重子”
在能源转型的大背景下，储能的价值愈发凸显，只有在成熟的电力现货市场中，储能的价值才能得以全方位、深层次的体现。
“136号文”发布不久，储能市场化再迎政策组合拳，被称为“394号文”的文件要求，2025年底前基本实现电力现货市场全国覆盖，并全面开展连续结算运行。这一政策将借助市场价格机制这只无形之手，引导储能资源实现优化配置，加速淘汰落后产能。
136 号文与 394 号文形成的政策组合看似相互独立，实则相互协同，相互补充。
两者都致力于推进电力市场化改革，促进新能源高质量发展，助力构建新型电力系统，推动全国统一电力市场建设。
136号文重点革新新能源上网电价机制，明确存量和增量项目的政策，宣告新能源发电政府定价时代结束。
394号文侧重电力现货市场建设，明确市场运行时间表，推动用户侧主体参与，在交易品种和价格传导机制上作出部署，为新能源入市提供具体交易方式和市场环境。
二者共同构成新能源市场化改革的政策体系，136号文确保市场化进程目标，394号文提供实现路径灵活性。
政策组合，将引发新能源产业链的深层震动，对储能而言将重塑储能行业生态、用户用能模式及区域能源协同格局。
具体而言，电力现货市场建设提速对储能行业将产生3个方面的影响。
拓宽收益渠道。现货市场的高频价格波动（如日内或15分钟级交易）将显著拉大峰谷电价差，储能可通过“低充高放”实现套利，收益空间提升。
极端天气或供需紧张时，现货电价可能短时飙升，储能快速放电可捕获高价时段收益。
随着新能源占比提升，电网对调频、备用等辅助服务需求激增，储能因其毫秒级响应特性成为核心供应方，收益模式从“价差套利”转向“服务付费”。
政策要求配套容量市场，储能可通过提供备用容量获取固定收益。
政策鼓励绿电与现货市场衔接，储能可帮助新能源平滑出力曲线，减少偏差考核费用，同时获取绿电溢价分成。
倒逼储能技术升级。现货市场交易周期缩短至15分钟级，要求储能系统具备更快的响应速度和更高的循环寿命，液流电池、飞轮储能等储能技术将迎发展机遇。
储能运营商需结合AI算法优化充放电策略，例如通过预测次日电价曲线自动制定储能运行计划。
推动储能商业模式创新。政策明确储能可作为独立主体参与市场，无需绑定发电厂或用户，政策将推动独立、共享储能、电网侧储能大规模建设。
分布式储能也可通过虚拟电厂聚合，参与现货市场竞价和需求侧响应，提升规模经济性（如江苏VPP试点已接入用户侧储能）。
工商储峰谷套利模式走不通了
136 号文与 394 号文推动的储能市场化影响是多方面的，工商业储能亦是如此。
近一个月，江苏、贵州、四川等多个省份密集调整的分时电价机制，不仅调整了电价和时段，而且重构了分布式光伏和储能项目的收益模型，工商储赖以生存的峰谷套利的模式渐渐失灵，原本的投资逻辑也开始“崩塌”。
4月30日，江苏省发改委发布通知，自2025年6月1日起，分时电价计价基础从“到户电价”改为“用户购电价”。虽然峰段上浮可达80%，谷段下浮65%，但实际峰谷价差反而缩小，以两部制用户为例，原本峰谷价差在0.85元/kWh以上，新政下缩至0.65元/kWh左右，平谷差也被压缩至不足0.3元/kWh，使得“两充两放”的储能调度策略难以支撑。
另外，增设午间谷段（11：00 - 13：00），意在引导用户消纳光伏大发时段的电量。但储能若在中午充电，需放在更高价时段卖电才能盈利，提高了项目运营复杂度和调度门槛。
四川5月1日开始执行的新政开启了气象电价。夏季高峰时段从8小时延长到10小时，7-8月全月执行尖峰电价（13:00-14:00、21:00-23:00），其他月份连续三天最高气温≥35℃时也启动尖峰电价。这种看天吃饭的定价方式，让储能运营商不得不随时盯着天气预报调整策略。
贵州省5月16日发布的征求意见稿直接把峰谷价差的计算方式给改了，政策把全年划分成冬月跟非冬月两个周期，执行不同的分时电价政策，且工商业基准电价加的四项费不参与浮动，导致峰谷价差缩小。以5月份10千伏代理购电价格为例，峰谷电价差相比新政之前减少超过30%，只有0.48元/kWh。
政策也调整了峰谷时段，在非冬月周期的9个月中，上午峰时段缩小到1个小时，下午多出一个小时的谷段，这使得储能的充放电时段受到限制，进一步影响了套利空间。
三地的政策是顺应电力市场化改革和新能源消纳需求的必然选择，政策调整促使单纯依靠峰谷价差套利的模式难以为继，促使工商业储能行业向“价值导向”转型，更加注重需量管理、综合服务能力和多元收益模式，如参与现货市场、电力调峰、虚拟电厂等。
储能技术竞争走向“务实”
136号文促使储能产业由政策驱动向交易型进阶，储能的价值也正在重构，作为新形势下“降本增效”的关键，大容量锂离子电池储能技术领域的竞争进入到一个新的阶段，产品迭代逐渐走向务实、理性，不再是只卷容量，而是综合考虑成本、产线、工艺成熟度等因素。
尽管下一代储能大电芯竞争格局尚未分明，但头部电芯、系统厂商开始联合争夺下一代大容量电芯的话语权，试图推动大容量产品标准化，结束内卷、无序竞争的局面，产品主要聚焦392Ah、472Ah、587Ah、625Ah、688Ah几个规格。
其中，阳光电源基于5MWh/20尺柜系统设计，推导出625Ah电芯为最优解，并联合亿纬锂能、瑞浦兰钧等企业推动标准化；中车株洲所联合五家电池企业推出688Ah电芯，适配20尺柜6.9MWh系统；宁德时代首推“587Ah”电芯，今年海辰储能、赣锋锂电也在跟进该产品路线。
另外，大容量电芯技术演进开始分流，一部分企业继续向500Ah+大电芯继续迈进，但另一部分头部企业战略“回马枪”，开启300Ah+Ah、400+Ah电芯对打314Ah电芯的新一阶段的竞争，这背后的逻辑是，技术工艺、产线切换高度切合314Ah电芯，能够实现产品的快速量产、快速占领市场。
比如，问顶®392Ah储能大电芯在产线工艺方面，具有极高的兼容性，与300+Ah系列相比，该电芯尺寸变化极小，这使得其在产线及工艺方面具有极强的兼容性，改造成本低、周期短且爬产快，能够迅速实现大规模量产，满足市场对新一代大容量储能电芯的迫切需求，搭配该电芯的储能系统容量能做到6.26MWh。
同样推出392Ah电芯的中创新航表示，其392Ah电芯单体容量较314Ah电芯提升25%，能效提升至95%，且与314Ah产线适配。
楚能新能源以“技术复用+产能共享”策略发布第四代储能专用大容量472Ah电池，20尺集装箱储能系统电量最高可达7.06MWh。
海辰储能为了兼容储能市场中2小时应用需求，基于去年底推出的千安时电池6.25MWh储能系统平台，逆向分解产品方案，最终得到了∞Cell 587Ah的电池及其系统产品。
如何在海运标准20尺集装箱的有限空间内，实现电池容量、安全与成本的完美平衡，头部企业都在寻求“最优解”。
对于587Ah电芯，海辰储能认为，从电池的能量密度、安全性、循环寿命等维度综合考虑，其73.5*286*216mm (W*L*H)的尺寸，则是587Ah电池尺寸的最优解，不仅成本优势显著，更实现了性能、安全与经济性的平衡。
宁德时代从典型20尺集装箱规格、与PCS电压匹配、以及整站需求开始分解，进一步拓展到对单簇层数、电箱串数等基本物理需求，以及电化学的边界要求、材料体系要求、热管理、可靠性，以及制造工艺等各层面需求，同时经过广泛的行业调研、客户沟通、实验验证，最终在多个维度中得到587Ah这个最优解，做到技术边界、能量密度、系统集成等多维度平衡。
对于392Ah储能专用电芯，中创新航表示，作为下一代大容量储能产品的392Ah储能专用电芯及6.25MWh储能系统实现了成本、性能与收益的三者最优平衡兼顾，为储能电站的规模化应用提供了更经济高效的解决方案，是现阶段综合性能最优的产品。
此外，今年以来，头部企业推出新品首发即签约、首发即量产趋势明显。比如中创新航392Ah储能电芯及6.25MWh液冷集装箱系统产品首发当日即宣布量产，并签订了战略合作，楚能472Ah电池发布当日即与金风零碳、山东电工时代、运达智储、中天储能、领储宇能、特隆美储能等六家企业签署战略合作协议，实现“首发即签约”。
首发即签约，一方面说明，头部企业推出大容量的储能产品不再是靠容量博眼球，而是推出市场认可度、技术成熟度高的产品；另一方面，市场马太效应明显，头部企业通过深度绑定的方式推进产品应用，以此占领市场份额。
编后语：从136号文到394号文的政策演进，标志着中国储能产业正经历从"行政配置"到"市场配置"、从"单一套利"到"多元价值"的深刻变革。
政策退潮的同时，安全监管的闸门也在收紧，五部门联合发布的《电化学储能安全管理通知》要求储能电站配置火灾预警、消防联动等系统，人员密集区禁建储能电站，江苏、广东等地出台"最严安全令"，推动行业向高安全、长寿命方向发展。这种"松绑与收紧并存"的政策组合，犹如过山车般考验着储能行业的适应能力。
未来，随着现货市场全覆盖和标准化体系完善，储能将成为新型电力系统的核心枢纽，在能源转型中发挥不可替代的作用。
企业需主动适应政策与市场变化，在技术创新中锻造核心竞争力，在模式创新中构建生态护城河，在市场波动中把握确定性机遇。
原标题：“531”节点将至，储能市场“惊变”
