2025年堪称电改政策大年，新能源上网电价市场化改革、输配电价改革、电力现货市场建设等方面的重磅政策接连发布。

  从国家层面来看，《深化新能源上网电价市场化改革、促进新能源高水平质量的发展》结束“强制配储”，电源侧储能从政策驱动转向市场驱动；《输配电定价成本监审办法》等“四个办法”规定“新型储能电站成本费用不得计入输配电价成本”，进一步打开电网侧独立储能的商业空间；《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出“创新新型储能多场景应用模式”，为工商业光伏注入更多应用创新活力。

  从地方层面来看，甘肃、宁夏等西北市场优先探索源网侧大储的容量电价机制；山东、浙江等华东市场结合本地能源结构与发展需要，优化工商业分时电价，为工商业储能指明更清晰和多元的收益方向；广东、山西等电力现货先行省份，电力市场化改革走在前列，已经具备明确且多元的储能收益机制。

  在政策的多维助推之下，国内电力市场建设不断提速，新型储能的商业模式也在电改的进程中日渐清晰，电源侧储能、独立储能和工商业储能三大典型应用场景的收益模型加速迭代。

  2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革、促进新能源高水平发展的通知（发改价格〔2025〕136号）》，强调“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”。

  至此，“强制配储”时代正式落幕。与此同时，新能源入市交易的新时代大幕徐徐拉开。

  电源侧储能在“强制配储”时代遗留的“建而不用”模式、以及由此衍生出来的“租而不用”的容量租赁模式，都将难以为继。新时代呼唤的是电源侧储能真实的利用价值。

  原本的电源侧储能收益模型，主要由“容量租赁+辅助服务+偏差考核”几部分构成，新能源入市交易时代，“辅助服务+偏差考核”这两项与新能源发电侧紧密捆绑的收益基本不变；“容量租赁”会因“租而不用”模式的衰退而减弱；通过参与发电侧电力现货交易获取价差收益将成为电源侧储能一项重要新增收益。

  此外，目前主要面向独立储能实施的容量补偿和容量电价机制，在部分省份慢慢的开始逐步覆盖电源侧储能。

  也就是说，在新能源入市交易的新模式下，电源侧储能的收益模型将逐步演变为：“发电侧现货市场套利+辅助服务+偏差考核+容量补偿/容量电价”。

  而这样的收益模型与电网侧独立储能几乎一致。可以说，随着“强制配储”的彻底终结，源侧、网侧储能的真实价值不再泾渭分明，电源侧储能在政策解绑中走向真正“独立”，也在这个转型的过程中，以“独立储能”的角色重新登台。

  市场的反馈也印证了这一点。近年来，山东、河北、宁夏、河南、安徽等多地政府及能源管理部门已相继出台有关政策，鼓励和支持配建储能转为独立储能。

  以河南为例，2月26日，河南省发改委发布《新能源配建储能转为独立储能通过市级验收项目名单》，京能集团所属京能电力滑州热电京能滑县10万千瓦风电项目配建50MW/100MWh储能项目成功通过验收，成为河南省首个且唯一完成“配建储能转独立储能”的示范项目。

  京能电力滑州热电京能滑县10万千瓦风电项目配建50MW/100MWh储能项目，占地面积约30亩，坐落在滑州热电厂区内，采用磷酸铁锂电化学储能技术路线和户外集装箱布置方案，主要建设内容为新建30个储能电池舱、15个PCS升压舱、一座110kV升压站及送出线万千瓦风电项目的配套项目。图片来自：京能集团官方微信

  11月27日，国家发改委发布《关于印发输配电定价成本监审办法、省级电网输配电价定价办法、区域电网输电价格定价办法和跨省跨区专项工程输电价格定价办法的通知（发改价格规〔2025〕1490号）》，再次重申，“抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用不得计入输配电定价成本”。

  “新型储能电站成本费用不得计入输配电价成本” 意味着，电网公司投资或租赁储能的费用，不能打包进“输配电价”，从而向全用户普摊回收。这就切断了电网公司将电网侧储能成本通过行政定价机制、无差别转嫁给全用户的直接路径。

  与此同时，这项规定也在助推独立储能摆脱对电网补贴或成本分摊的依赖，建立真正反映其市场价值的商业模式。独立储能的商业化程度进一步加深，更为广阔的市场增量空间也同步打开。

  目前，我国正处于从各地探索“容量补偿”向全国范围建立统一、规范的“容量电价”机制过渡的关键阶段。甘肃、宁夏两省走在探索的前列。

  7月14日，甘肃发改委发布《关于建立发电侧容量电价机制的通知(征求意见稿)》，成为全国首个省级层面独立制定容量电价机制的地区。该政策创新性地将煤电机组与电网侧新型储能纳入统一补偿框架，统一执行330元/kW・年的容量电价标准，执行期限为2年。

  2个月后的9月12日，宁夏发改委印发《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，明确容量电价机制覆盖区内煤电机组与电网侧新型储能，2025年为100元/kW・年，2026年起上调至165元/kW・年。

  到了11月，国家层面的政策落地。11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见（发改能源〔2025〕1360号）》，提出“创新促进新能源消纳的价格机制”，并明确“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”。

  也是在11月，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦在论坛上公开表示，“十五五”期间，国家能源局将加快完善新型储能市场机制，推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，指导各地完善市场行情报价形成机制，推动新型储能发展从政策引导逐步向市场驱动转变。

  11月28日，内蒙古海螺通辽500MW/2000MWh独立储能电站正式建成投运，该项目由科华数能提供交流侧解决方案，采用宁德时代5MWh储能系统，是国内单体容量最大的新型储能电站。图片来自：网络

  在工商业储能“峰谷价差套利+需求侧响应+需量管理+辅助服务”的收益模型中，“峰谷价差套利”占据主导地位。峰谷价差直接取决于不同省份的工商业分时电价。

  山东在全国范围内率先建立并实施了“五段式”分时电价机制，就是将1天分为尖、峰、平、谷、深谷五个时段，根据不同时段的电力供需情况，实行差异化的电价政策。通过创新性设立尖峰、深谷时段，山东进一步拉大电力峰谷价差，推动建立储能电站“低充高放”的市场化运营模式，大大激活了工商业储能的发展的潜在能力。多个方面数据显示，2021—2024年，山东全省新型储能装机年均增长549%。

  日前，国网山东电力发布《关于2026年工商业分时电价公告》，明确2026年山东省工商业客户分时沿用2025年分时时段不变，浮动比例上高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。

  2025年10月，浙江省发改委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，对现行分时电价结构作出重要调整，浙江电价输配单价及政府性基金及附加不再参与浮动，峰谷价差总体收窄，工商业储能峰谷套利的总体收益随之缩小。

  这样的变化直接推动工商业储能的收益模式朝多元化发展——逐步从单一峰谷套利的收益模式，发展为以峰谷套利为主，主动参与需求侧响应、虚拟电厂聚合、备用电源保障为辅的多元收益模式，由此提升综合经济性。

  除了分时电价的变化，2025年以来国家多项重要政策都为工商业光伏打开了多元化应用场景的市场空间，也提出了精细化用户管理的更高要求。

  9月12日，国家发展改革委、国家能源局关于印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》的通知（发改能源〔2025〕1144号），提出创新新型储能多场景应用模式，聚焦工业园区、算力设施、商业综合体、光储充放一体化充电站等应用场景，积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化等应用模式，进一步发挥新型储能的系统调节作用。

  11月底，智利开发商AME与法国电力能源解决方案智利公司合资的大都会发电公司宣布，真正开始启动安托法加斯塔大区Dune Plus储能项目建设。该项目建成后将为智利最大光伏电站新增509MW/2036MWh储能容量，所产生电力将定向供应给区域内的全球最大铜矿商——智利国家铜业公司（Codelco）。阳光电源成功斩获该项目工程总包资质，将同时供应电池储能系统并签订长期服务协议。图片为江苏张家港大洋铝业工商业储能电站，来源：阳光电源官网

  新型储能是我国推进能源转型、实现“双碳”目标的重要支撑，也是重塑国家能源安全、把握全球能源变革主动权的战略支点。随着风电、光伏等新能源高比例接入电网和国内电力市场建设的不断提速，新型储能慢慢的变成了我国能源转型与电力市场协同发展的枢纽环节——

  在新型电力系统的构建进程中，新型储能不再是配角，而是保障电网安全、促进新能源消纳、提升能源利用效率的关键支撑技术；在电力市场化改革进程中，新型储能不仅是新能源产业的配套环节，更是电力市场的重要新业态，丰富多元的市场化机制充分释放其商业经济价值，实现商业模式不停地改进革新，并慢慢地发展成为培育新质生产力的关键产业。

  如今，新型储能正式步入黄金发展周期，商业化的发展浪潮汹涌澎湃、振奋人心！