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告别“建了再说”：储能行业从“规模狂欢”走向“机制定价”

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-22 10:01

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

在第十六届中国国际储能大会上，被频繁提起的关键词不再是“爆发”与“增长”，而是“承压重构、提质突围”这八个字。几乎同时，河北省发改委一纸独立储能专项核查通报，让行业第一次集体正视“规模泡沫”：抽查的100个独立储能项目中，仅4个实现并网、42个正常推进，44个延期、10个取消，涉及装机规模超过1吉瓦。曾经“建了再说”的粗放逻辑，正在被一纸通报清算。

先看几组冷却后的数字。上半年，全国新型储能新增装机约17吉瓦/45吉瓦时，功率与能量同比分别下降20%和17%，这是近年来半年新增装机首次出现同比回落。与此同时，截至6月底全国新型储能累计装机约153吉瓦/396吉瓦时，同比增长约61%——盘子仍在膨胀，但增速曲线已经明显拐头，行业从“放量”切换进“换挡”周期。

放缓的根源，是政策引擎的切换。2025年“136号文”叫停新能源强制配储，终结了“为并网而配储”的虚火；随后“114号文”建立容量电价补偿机制，储能开始从“政策附属品”向“市场化主体”过渡。陕西率先落地165元/千瓦·年的容量电价，为独立储能划出一道收益底线，也把“机制定价”四个字第一次摆上台面。

但机制切换的阵痛同样真实。项目收益从“铁饭碗”变成“市场饭”，脆弱性立刻暴露。以河北被核查的100个项目为例，延期与取消的直接原因，是收益测算覆盖不了成本——在没有容量电价兜底、辅助服务补偿又不足的省份，独立储能的真实收益率往往跑不赢资金成本，投资方只能选择观望或止损。

省际分化正在加剧。测算显示，各省独立储能项目的全投资内部收益率（IRR）从不足1%到8%不等，差距接近一个数量级。更值得警惕的是收益结构：当前项目收益仍高度依赖容量租赁与容量补偿，真正的电能量套利、辅助服务收入占比偏低。这意味着多数储能电站尚未成为“会自己赚钱”的资产，而只是“有人给钱才运转”的装置。

产业链一侧，同质化与低毛利并存。电芯价格虽在企稳回暖——314Ah电芯报价回升至0.365元/瓦时附近，多家头部企业宣布上调2%至25%——但系统集成环节毛利率普遍停留在个位数，低价竞标与劣质产能清退仍在持续。行业“增收不增利”的老问题，并没有因为装机回暖而消失。

把镜头拉近到应用场景，结构性变化同样在发生。上半年新增装机的盘子里，电网侧独立储能、新能源场站配储与用户侧工商业储能此消彼长：独立储能在容量电价政策加持下占比提升，成为“市场化主力”；新能源配储告别强制后转向“自愿加技术性”配置，规模收缩但质量改善；工商业储能则在峰谷价差扩大的地区加速渗透，成为投资回报最直观的细分赛道。场景的分化，意味着储能不再是“一勺烩”的生意，每个场景都有各自的成本函数与收益模型，粗放的“全能选手”定位正被市场淘汰。

回望过去几年，独立储能的商业模式史几乎就是一部“容量租赁史”。在强制配储时代，新能源企业为了并网“被迫租储”，租赁价格被供需关系推向高位；强制配储取消后，租赁需求骤降，租赁价格随之松动，部分区域出现“有容量、无租户”的尴尬。这提醒行业：靠政策衍生的需求终归脆弱，储能必须找到不依赖“他人生存”的独立盈利出口——把电卖好、把辅助服务做好，才是可持续的正路。

放眼海外，美国与欧洲的机制设计提供了参照系。美国通过容量市场、辅助服务市场与投资税收抵免（ITC）的组合，让储能获得多重收益叠加；英国则靠动态调频市场让一批储能项目实现快速回本。它们共同的经验是：储能不是“一次性装备采购”，而是需要被放进一个有多重价值回报的市场坐标系里，让“保供”“调频”“爬坡”每种价值都有明码标价。中国的容量电价刚刚起步，辅助服务市场仍在培育，机制从“粗线条”走向“精细化”，还有相当长的路要走。

技术路线上，锂电“一统天下”的格局也在松动。钠离子电池在低温性能与成本上发力，液流电池在长时储能场景下被寄予厚望，压缩空气、重力储能等机械储能路线各有拥趸。多技术路线的竞争与互补，既是行业活力的体现，也是降低对单一供应链依赖的必然。对于投资方而言，押注的不应再是某个“风口品种”，而是能够适应电网真实需求、在全生命周期成本上站得住脚的技术组合。

走向“机制定价”，第一要务是健全“电能量+辅助服务+容量补偿”三位一体的收益机制。应推动容量电价由少数省份试点走向更大范围推广，并针对长时储能、构网型储能等稀缺价值设计差异化补偿标准，让“填谷”“保供”“调频”各有其价，而非一价了之。

第二要务是提升运营能力。行业竞争正从“卖设备”切换到“卖服务”，构网型控制、AI智能调度、现货与辅助服务市场参与能力，将构成下一阶段的分水岭。同样的电芯，会运营的运营商与只会转租的“通道商”，收益率可能相差数倍。

第三要务是建立有序的退出与清退机制。对确无收益前景的“僵尸项目”，应通过市场化方式实现资产出清与再分配，避免其长期挤占电网接入与土地资源；同时以技术进步——大容量电芯、钠离子电池、液流电池——持续压低全生命周期度电成本，为机制定价腾出空间。

洗牌期的阵痛，是行业走向成熟的必经之路。当潮水退去，靠补贴与概念堆起来的企业会被清出牌桌，而真正理解电力市场、掌握运营能力、拥有技术底色的玩家将活下来并壮大。储能行业不缺装机，缺的是能算清账、能跑通模式的机制。当“建了再说”变成“算了再建”，行业才真正从青春期走进成年期。

机制的成熟度，直接决定储能投资的“算账逻辑”。过去储能的收益高度依赖政策补贴与调峰辅助服务，收入来源单一；如今随着电力现货市场在更多省份铺开，独立储能电站可以通过“低谷充电、高峰放电”的价差套利、容量租赁与辅助服务多份收益叠加，商业模式从“单一补贴”走向“多元市场”。然而各省现货市场的规则、结算周期与价格上限并不统一，储能电站的收益测算仍带有明显的“规则依赖”——机制进一步理顺之前，资本对储能的投入难免“看政策脸色”。机制定价的成熟，仍是行业从规模走向质量的关键一环。

文中信息及数据来源于：第十六届中国国际储能大会、河北省发改委独立储能专项核查通报、国家能源局新型储能发展统计数据、中国储能产业半年度分析报告。

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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作者：

马行川