2025年，中国储能行业迎来了政策密集期，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，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。

2026年初之际，本次将对2025年储能行业政策大转向、行业发展趋势变迁进行复盘，以窥十五五期间储能产业（ups储能）的深层变革。

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（ups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。

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（ups储能）的实际需求已真正转向经济性驱动。

 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（ups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。

 零碳园区：工业降碳主战场

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。

 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。

 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。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。