2026年5月18日，中國電力企業聯合會(中電聯)發布《電化學儲能電站行業統計數據簡報(2026年一季度)》，數據顯示一季度全國電化學儲能行業迎來爆發式增長，電力安全生產委員會成員單位新增裝機同比激增超2倍，日均利用小時數突破3小時，利用率指數提升至48%。

然而，就在幾年前，儲能還深陷“建而不用”的困境，甚至被戲稱為“僵尸資產”。

2017年前后，儲能雖在火電廠聯合調頻領域初嘗商業化，但其市場天花板有限，難以支撐產業規模化發展。

“十四五”期間，在新能源大規模并網的背景下，各地紛紛推行“強制配儲”政策，要求新建風電、光伏項目必須配套一定比例的儲能設施。這一政策確實讓儲能裝機規模急劇膨脹，可數據顯示，2023年全國新能源配儲項目平均利用率僅17%，日均等效充放電次數僅0.31次，海量設備形同“僵尸儲能”。

那么問題來了，都花大價錢建好了，為什么這些儲能電站建而不用呢?

深究背后，會發現，癥結并非單一，而是多重矛盾相互纏繞的結果。

首先，強制配儲被異化為“并網門檻而非使用目的”。發電企業只要“裝上儲能”就能拿到新能源項目“路條”，至于是否運行、效率如何，政策并無硬性考核。地方政府雖然要求配置儲能容量，但缺乏“如何用、用多少”的配套細則。同時，電網側因安全顧慮(據統計，2009年至2024年全球共發生117起儲能相關事故，近三年事故次數明顯上升，年均超過20起。事故調查多指向電池熱失控、系統老化等原因)和責任劃分問題，傾向于“少調度、不調度”，讓儲能資產價值無法體現。

其次，經濟性面臨挑戰，儲能普遍淪為“入不敷出”的成本負擔。在強制配儲時代，儲能系統的高昂造價(約1.5–2元/Wh)，使得100MW/200MWh項目投資超3億元，推高新能源項目總投資15%-25%。然而，由于新能源發電享有“保量保價”的優先調度權，項目自身缺乏通過儲能平抑波動、提升售電收益的內在驅動力。同時，儲能當時無法獨立參與電力市場，其放電收益通常只能按新能源平價電價結算，這遠低于市場峰谷套利可能獲得的價差。加之多數地區缺乏容量補償機制，使得儲能作為電網“備用能力”的戰略價值無法通過收益體現。高昂的運維成本和充放電損耗更是疊加了運營壓力，在新能源棄電率普遍較低(2023年全國新能源平均棄電率僅2%)的情況下，儲能減少棄電的收益空間微乎其微。這種情境下，儲能項目的運行往往意味著額外支出，導致其內部收益率(IRR)從正常的8%-10%降至3%-5%，部分地區甚至低于融資成本，使得投資動力顯著不足。

再者，技術與市場的錯配，也導致“劣幣驅逐良幣”。為降低前期投入，企業在招標中普遍“價低者得”，大量選用低價低質儲能設備，電池循環壽命遠低于設計值，運行可靠性差。儲能與新能源機組共用調度計量端口，無法單獨計量放電收益，加劇了權責不清。在電力市場機制不完善的環境下，2023年全國電力現貨市場儲能參與度較低，多數地區儲能無獨立市場主體身份，無法直接參與交易。

最后，儲能面臨更經濟的替代方案擠壓。電網擁有火電靈活性改造、跨省區電力調度以及日益成熟的需求側響應(如虛擬電廠聚合負荷)等多種調節手段，其成本和靈活性往往優于強制配儲下的儲能，使其在實際調度中成為“備用中的備用”。

中電聯數據顯示，2022年新能源配儲平均實際放電量僅為理論最大放電量的6.1%，這無疑造成了顯著的社會資源投入低效。面對這種因機制不健全而導致的低效運營局面，儲能產業亟需一場真正的市場化變革，以打破“建而不用”的困境。

告別閑置，儲能價值在市場化中顯現

轉折始于2025年初。

國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》(發改價格〔2025〕136號)(以下簡稱“136號文”)。其核心要義是風電、太陽能發電項目上網電量原則上全部進入電力市場，電價通過市場交易形成。這意味著新能源項目告別了兜底模式，開始直面市場電價的波動風險。

關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知(發改價格〔2025〕136號)

與此同時，136號文取消了新能源項目強制配儲要求，將配儲決策交還市場。

在政策解綁的初期，業界曾擔憂儲能裝機量會出現斷崖式下跌，但現實卻走出了一條上揚曲線。這并非單純依靠企業的“主動計算”，而是多重市場變量共振的結果。

一方面，2024年至2025年，上游碳酸鋰價格的回落帶動儲能系統EPC中標均價跌破0.6元/Wh，極大壓低了項目的初始投資門檻;另一方面，隨著多個省份電力現貨市場轉入正式運行，峰谷價差被持續拉大，部分省份最大價差已超過0.8元/度。

初始成本的銳減與套利空間的拓寬，共同讓部分處于現貨市場活躍區的儲能項目越過了盈虧平衡點，具備了實質性的投資價值。

市場給出了真實的數據反饋。

2025年，中國新型儲能新增裝機規模達64.6吉瓦/196.5吉瓦時，同比增長52%/79.3%。同年迎峰度夏期間，國家電網經營區新型儲能最大放電電力達4453萬千瓦，最大可調電力達6423萬千瓦。在浙江，截至2025年底，全省三側新型儲能累計投運超4吉瓦，其中用戶側儲能達1.9吉瓦。

但此時，儲能的收益仍然高度依賴現貨市場的電價波動，缺乏長期的穩定性。

明確收益保障，容量電價機制落地

2026年1月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于完善發電側容量電價機制的通知》(發改價格〔2026〕114號)(以下簡稱“114號文”)，首次在國家層面明確建立電網側獨立新型儲能容量電價機制。各地可根據當地煤電容量電價標準，結合放電時長和頂峰貢獻等因素建立相應機制。

關于完善發電側容量電價機制的通知(發改價格〔2026〕114號)

電力系統需要隨時待命調節資源，在關鍵時刻頂峰發電。容量電價正是為這種備用能力支付固定報酬——無論儲能實際調度次數多少，只要具備隨時響應的能力，就能獲得一筆固定的容量補償。

這套機制從政策端重構了儲能的收益模型。過去，儲能收益高度依賴電價波動，收益不確定性導致項目融資艱難。

容量電價機制的出臺，為儲能提供了固定補償，加上現貨市場的峰谷套利與輔助服務收益，形成了較為清晰的盈利預期。

但這并不意味著商業模式已經一勞永逸地完成閉環。

容量補償的資金最終需要通過輸配電價或系統運行費用向終端用戶疏導。在全社會降低用電成本的大背景下，終端用戶能為這部分靈活性資源承擔多少成本溢價，各個省份的疏導細則如何落地，仍是儲能行業當前需要跨越的現實門檻。

據不完全統計，目前已有湖北、甘肅、廣東、浙江等多個省份出臺了獨立儲能容量電價或補償政策。其中湖北明確電網側獨立儲能年度容量補償標準為165元/千瓦·年;甘肅將電網側獨立儲能全面納入發電側可靠容量補償體系，基礎標準為330元/千瓦·年。在浙江，容量電價政策的加速落地，為儲能項目提供了可預期的收益基準。

向更深層次延伸：算電協同中的靈活性調節資產

商業模式閉環之后，儲能的角色開始發生質變，其價值版圖正在向更廣闊的領域延伸。

在能源安全維度，隨著風電、光伏裝機首次超過火電成為電源主體，電力系統的核心矛盾從供應鏈安全轉向系統韌性。儲能在時間維度上實現削峰填谷;在空間維度上，分散的用戶側儲能被編織成分布式安全網，提升區域電網的自愈能力和供電可靠性。在浙江，電網側與用戶側儲能合計已近400萬千瓦。2025年迎峰度夏期間，嘉興海寧一地執行了10次虛擬電廠市場化響應，有效響應電量超30萬千瓦時。儲能正成為可實時調用的調節資源。

在算力維度，“算電協同”正對儲能提出更為具體的需求。2026年，“算電協同”首次寫入政府工作報告，明確要求樞紐節點新建數據中心綠電占比超過80%。據測算，1吉瓦算力基礎設施年均耗電約7000吉瓦時。這就引出了一個核心的物理矛盾：數據中心的負荷特性是24小時不間斷的絕對平穩，而其必須大量消納的風電、光伏等綠電卻具有強烈的間歇性與波動性。波動的電源與剛性的負荷之間存在著天然的錯位。

正是為了彌合這種錯位，儲能在“算電協同”中找到了精準的定位。雖然目前主流的2至4小時電化學儲能受限于自身容量，無法獨立作為支撐算力中心連續運轉的“能量底座”，但它提供了必不可少的“時間耦合”方案。作為數據中心的靈活性調節資產，儲能可以在綠電大發時充電，在綠電不足或電價高峰時放電，從而平抑新能源出力波動，幫助數據中心穩定消納高比例的綠電。同時，它也兼顧了應急備用電源的屬性，提升了算力基礎設施在極端工況下的供電可靠性。

在浙江，算力與儲能的協同已落地具體場景。杭州錢塘區投運了省內首座數據中心用戶側儲能項目，儲能站作為數據中心的第四路能源，年減碳量達8000噸。在嘉興平湖，潤澤國際信息港用電量同比增長近三倍，通過能碳跨網調節，數據中心可調節資源被接入虛擬電廠，預計到2026年底調節能力可達28.3萬千瓦。桐鄉烏鎮超算中心也已啟動儲能項目配套建設。當數據中心從“用電大戶”轉變為“可調節資源”，儲能正從“削峰填谷”走向“支撐AI”，成為數字經濟的“能量底座”。

透過這些一線場景可以看出，現階段的儲能并未取代大電網的基荷地位，而是成為了算力中心的“柔性緩沖”。在電網高峰期，儲能放電不僅能幫數據中心參與需求側響應獲取收益;更核心的考量在于“保算力”，當區域用電緊缺時，避免數據中心因被動限電而導致算力降頻或業務中斷。

從“建而不用”到全面入市，儲能的商業邏輯已經重塑。面對2026年的裝機洪峰，產業考題已被徹底改寫：拋開單純的規模擴張，如何在復雜的電力現貨市場中精準兌現每一度電的調度價值，才是接下來的重中之重。