儲能（energy storage）是指通過介質或設備把能量存儲起來，在需要時再釋放的過程。廣義的儲能包括了備用電池、化石能源的安全儲備，狹義的儲能是指將多余的電力轉換為可以二次釋放的備用能源。

可再生能源相比傳統化石能源的優勢是裝機后不需要消耗資源成本，劣勢則是風電太陽能波動且不能儲存。當波動電源比例較低時，可以寄生在穩定電源如煤電、天然氣發電之下；當波動能源超過15%時，就需要其他輔助能源來穩定電力系統，這就需要有儲能將高峰階段多余的電能儲存起來。當風電光伏從輔助能源轉變為主體能源時，儲能便有了用武之地。氫有更加廣泛的應用空間，也有長時儲能的屬性。所以我判斷儲能和氫能是可再生能源變革的下半場。

儲能產業的起源與演進

儲能產業的起源可追溯至19世紀中期的技術萌芽，其發展伴隨電力系統需求和技術突破逐步演進。

1、技術起源及演進

技術起源：機械儲能時代（19世紀–20世紀初）

(1)抽水蓄能（Pumped Hydro）——最早的規模化儲能

1882年，在世界水電技術的基礎上，瑞士工程師首次提出抽水蓄能概念，并建成全球首個抽水蓄能電站（奈特拉電站515kW），利用多余電力將水抽至高海拔水庫，需時放水發電，解決日內調節需求；1907年全球首個商業抽水蓄能電站建于瑞士蘇黎世（裝機1.5MW），用于平衡日內負荷波動。這一理念奠定“能量時移”基礎邏輯，最初這一原理源自水電站發電，至今仍占全球儲能裝機量50%以上。

(2)鉛酸電池（1859年）——電化學儲能起點 

法國物理學家普蘭特（Gaston Planté）發明鉛酸電池，早期用于礦燈、電車照明，20世紀初逐步用于電站備用電源。

多元化探索（20世紀中后期）

(3) 壓縮空氣儲能（CAES）的突破（1978年）

德國亨托夫（Huntorf）建成全球首個CAES電站（290MW），利用鹽穴存儲壓縮空氣，填補抽蓄的地理限制。

(4) 飛輪儲能工業化應用（1950s）

美國NASA用于衛星姿態控制，70年代推廣至電網調頻（如紐約州2MW項目），實現毫秒級響應。

(5)鋰電池的革命性進展（1991年）

索尼公司商業化鋰離子電池，能量密度達80Wh/kg（鉛酸電池僅30Wh/kg），為便攜電子設備供電，埋下電力儲能伏筆。

2、儲能產業成形

(1)政策與市場驅動（2000–2010年）

雖然儲能成為爆發性增長的產業，但這個產業屬于風電光伏的伴生性產業，是在風電光伏發電比例達到15%左右由政策引導發展起來的產業。美國與歐洲引領了世界儲能產業化。

2003年美國加州允許儲能參與電力市場，2009年《復蘇法案》撥款20億美元支持儲能研發。2010年美國AES公司在西弗吉尼亞投運32MW鋰電儲能站，驗證電網級應用可行性，首個兆瓦級鋰電項目落地。

2004年德國修訂《可再生能源法》，要求光伏配儲試點，歐洲戶儲市場萌芽。

除了能源的戰略儲備，廣義的儲能主要驅動力來自消費電子和備用電源，狹義的儲能核心驅動力則源自能源轉型與技術降本。

表1 儲能技術突破與成本變化

注：2010年后鋰電成本下降80%（學習曲線效應），直接推動產業爆發。

表2 奠基性事件與里程碑意義

從19世紀的機械儲能到21世紀的智能化多元儲能，產業已從“單一技術解決特定問題” 演進為 “多技術協同支撐新型電力系統”的核心樞紐。隨著鈉電、氫儲能等新技術成熟，產業形態將進一步重構。

(1)規模化發展（ 2015–2019年）

2015年全球累計儲能裝機（不含抽水蓄能）僅946.8MW，美國以426.4MW居首（占全球45%），中國累計裝機僅105.5MW，僅占11%。這一時期，美國持續領跑，調頻輔助服務需求驅動裝機，2016年新增197MW，2017年首個百MW級項目投運；特斯拉、Fluence等集成商崛起。歐洲增速最快（年復合115%），戶儲市場萌芽。2020年德國70%戶用光伏配儲，單戶規模8.5kWh，主要原因是高電價（0.3歐元/度）。  

儲能產業誕生源于 “電力系統平衡需求”與“材料科學突破”的雙輪驅動。 需求端伴隨火電/水電規模化，電網需解決負荷波動（如抽蓄）；新能源革命后，波動性消納成為剛需。技術端從鉛酸電池→鋰電→固態電池的迭代，疊加成本指數級下降（從$1200/kWh→$80/kWh）。政策端歐美能源危機催生補貼機制，中國“雙碳”目標推動強制配儲，加速產業化。2015年以來全球及中國儲能市場裝機進入規模化。

表3 核心數據對比（2015–2023）

3、新型儲能爆發

根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）DataLink全球儲能數據庫的不完全統計，截至2024年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規模165GW/381.7.0GWh，同比增長81.1%/87.3%，年復合增長（2014-2024）為68.6%（以功率規模統計），鋰離子電池比例進一步上升。

圖1 全球新型儲能市場累計裝機規模（截至2024年底）

來源：CNESA

抽水蓄能累計裝機占比繼續下降態勢，首次低于60%，與2023年同期相比下降12.7個百分點。新型儲能累計裝機規模達165.4GW，同比增長81.1%。其中，鋰離子電池繼續高速增長，累計裝機規模達到161.3GW。全球新增投運儲能項目裝機規模達到74.1GW/177.8GWh，同比增長62.5%/61.9%，已經連續7年在新增電力裝機中占據最大比重，2024年達到歷史新高89%。

圖2 全球電力儲能累計裝機規模（截至2024年）

來源：CNESA

強制配儲：中國儲能市場爆發第一驅動力

1、2017年啟動強制配儲

2017年青海省發布《2017年度風電開發建設方案》，首次要求風電項目按裝機規模10%比例配套儲能，開啟強制配儲先河。此后，湖南、山東、河南等24省相繼出臺類似政策，配儲比例普遍為10%–20%（時長2–4小時），并將配儲作為新能源項目并網的前置條件。

2021年7月國家發改委發布1138號文，名義上“鼓勵自愿配儲”，但提出“15%配儲比例可優先并網”，實質默認地方強制做法。  

2024年5月國務院《節能降碳行動方案》設定目標：2025年新型儲能裝機超4000萬千瓦，但未直接要求強制配儲。 強制配儲推動中國新型儲能裝機從2021年不足5GW飆升至2024年的73.76GW（遠超2025年目標）。 

根據中關村儲能統計，到2024年，中國已投運電力儲能規模137.9GW，占全球37.1%。強制配儲帶來的是電化學儲能的爆發。

圖3 中國新型儲能市場累計裝機規模（截至2024年底）

來源：CNESA

來源：CNESA

強制配儲迅速提升了中國儲能在全球的市場份額，到2024年中國、美國和歐洲新增新型儲能（占2024年新增儲能近90%）裝機分別為59.1%、15.9%、15.1%。

圖5 2024年全球新增投運新型儲能項目的地區分布（MW%）

來源：CNESA

2、強制配儲的局限性

截至2024年底，電源側、電網側、用戶側電化學儲能裝機占比分別為41.22%、57.01%、1.77%，主要應用場景為獨立儲能（獨立儲能是指獨立儲能電站，其獨立性體現在能夠以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受位置限制。獨立儲能的收益模式主要包括共享租賃、現貨套利、輔助服務和容量電價等）和新能源配儲，合計占比95%。

其中，獨立儲能累計投運總裝機34.58GW，主要分布在山東、江蘇、寧夏、湖南、內蒙古等省（區），總裝機均在2GW以上；新能源配儲累計投運總裝機24.23GW，主要分布在新疆、內蒙古、甘肅、河北、山東等省（區），總裝機均在1GW以上。

強制儲能同時也暴露效率低下的問題，電源側配儲平均利用率僅17%，大量項目“建而不用”；電網側、用戶側分別為38%、65%。（2024年4月10日，在第12屆儲能國際峰會上，中國工程院院士舒印彪在主旨演講中提到新型儲能利用率不高的問題。舒印彪還披露：用戶側、電網側、新能源強制配儲項目平均利用率分別只有65%、38%、17%）

新能源項目配儲增加初始投資8%-20%（光伏增8%-10%，風電增15%-20%），但未帶來顯著消納提升。如華能山東海上風電項目配儲增加成本約5000萬元，收益率降低1個百分點以上。

中電聯數據顯示，2024年1–8月全國5800萬千瓦新型儲能實際充放電量僅260億千瓦時，不足風光發電量的1%。劉吉臻院士批判強制配儲如同“用礦泉水桶調節長江水”，調節作用微乎其微。  

同時，低價競爭導致劣質設備泛濫，2023–2024年多地儲能火災事故頻發。企業為拿新能源指標低價投標儲能，技術升級動力不足。同質化競爭下，企業內卷嚴重，儲能企業達到28萬家。

3、政策調整：中央糾偏與機制探索（2024–2025年初）

中央政府自2024年開始釋放轉向信號：2024年5月國務院方案允許資源較好地區新能源利用率降至90%，為強制配儲松綁預留空間； 2025年1月《電力系統調節能力優化專項行動》提出“按需建設儲能”，強調優先調度與容量補償機制。

在效率困局和政策引導下，地方開始試點轉型，如山東、寧夏允許新能源配儲轉為獨立共享儲能，參與電力市場交易；內蒙古、新疆試點容量補償（0.35元/kWh放電量補償）。  

2025年2月“136號文”明確不得將配儲作為新能源項目核準、并網的前置條件，終結八年強制配儲歷史。這一政策出臺帶來的直接沖擊是新能源配儲需求下降，低端產能加速出清。  

2025年4月“394號文”要求2025年底實現電力現貨市場全覆蓋，儲能收益轉向現貨套利+輔助服務：現貨價差擴大至1.5元/kWh如浙江午間-0.18元→晚高峰1.45元；調頻補償升至15元/MW·次，響應速度要求<2秒。

表4 政策爭議核心焦點

轉型期即將面臨的挑戰，一是獨立儲能收益危機，失去容量租賃收入后，現貨價差收窄導致虧損（如東部某省價差縮至0.4元/kWh）；二是中小企業生存危機：行業CR10超90%，2024–2025年超278億元項目延期/終止。  

強制配儲政策如同一把雙刃劍，短期內以行政力量催生了全球最大的新型儲能裝機規模（2024年73.76GW），卻因忽視經濟性與系統需求，造成 “劣幣驅逐良幣” 與資源閑置。

“136號文”影響與儲能二次爆發市場化邏輯

1. 政策節點前的搶裝效應

“136號文”政策出臺時間是2025年2月，新政執行的時間節點是2025年的5月31日，也就是說5月31日前依然執行強制配儲方案，會迎來一個搶裝潮。

根據中關村儲能的數據（不完全統計），與去年同期相比，一季度新增裝機負增長主要來自政策出臺前的1月份，經歷了2、3月調整期，4月份搶裝效應開始體現，4月份開始增長，表前儲能（表前儲能指的是在電力系統的發電側和電網側部署的儲能）增速超過了55%。

隨著5.31節點的臨近，5月新增投運新型儲能項目裝機規模6.32GW/15.85GWh,同比增長193%/228%，功率規模環比增長216%。其中表前儲能新增裝機6.17GW/15.38GWh，同比增長213%/248%，偏向于市場化選擇的用戶側新增裝機相對低迷，新增裝機150MW/MWh,同比增幅-19%/14%。

2、強制配儲為儲能市場化培育了核心能力

強制配儲是政府給予儲能產業化培育過渡期的補償性政策，強制配儲政策下，中國儲能行業成長為一個規模產業：

（1）儲能企業達到28萬家（據CNESA統計，2024年我國儲能相關企業新增注冊量達到8.91萬家），形成了儲能產業成熟的產業鏈。強制配儲為市場化培育了生產性條件。

（2）從單一技術到多元化，抽水蓄能、鋰離子電池，鉛酸/鉛炭電池技術已經成熟；液流電池、鈉離子電池、壓縮空氣儲能實現商業化；固態電池儲能、氫儲能項目投運；重力儲能等創新技術涌現。強制配儲為市場化培育了技術性條件。

（3）中國儲能在國際市場競爭力提升，根據CNESA全球儲能數據庫的不完全統計，2024年上半年，中國儲能企業簽約訂單規模超過80GWh（不含招投標訂單），其中海外訂單簽約規模超過50GWh。強制配儲為市場化培育了商業化條件，

（4）儲能成本實現了技術降本和規模降本。強制配儲為過渡到市場化培育了經濟性條件。

圖6  2小時儲能系統平均報價（元/Wh）

資料來源：太平洋證券

十年之內中國儲能實現了三大躍升：（1）規模躍升，中國從全球第四（2015年0.3GW）到第一（2023年新增51GWh），實現百倍增長； （2）技術躍升，鋰電主導→鈉電/氫儲能等多路線并舉，系統效率突破92%；（3）定位躍升，從“配套設備”發展為新型電力系統“第四大支柱”。

不過，電源端6.1%的等效可用系數（2022年11月中電聯《新能源配儲能運行情況調研報告》）或17%的平均利用率（2024年4月10日舒印彪）也顯示了現有儲能方案對可再生能源調峰“杯水車薪”的顯示，從保價保量到市場化，新能源企業必然需要更多長時儲能解決方案。

3、能源系統對儲能的真實需求

（1）電源側對儲能需求的底層邏輯：平抑波動。

光伏風電發電企業平滑新能源出力，解決發電的電能質量問題，尤其是支撐頻率的變化，這個需求不只是針對新能源發電，火電同樣有需求，如果不配置儲能就要到調頻市場采購，有了儲能就不必采購調頻了。其次是儲能可以緩解新能源發電的時間錯配，削峰填谷，在現貨市場中才能拿到好的價格。這兩個邏輯都是市場決定的，即使沒有強制配儲，市場也會自發地、主動地配置儲能。電源側配儲包括火儲聯運、風光儲氫、綠電制氫等調峰調頻。

（2）電網側儲能需求的邏輯：可以提高電網的彈性和冗余度。

在配電網薄弱的區域還能實現整個配電網的動態增容，就是現有共享儲能和獨立儲能項目目前所做的事情。電網側獨立儲能的規模化實現電網智能化升級。

構網型技術剛需化：高比例新能源電網需儲能提供慣量支撐，2025年滲透率將達30%（如金風GCI變流器模擬同步發電機）。 

AI調度賦能經濟性：國能日新“曠冥”模型延長氣象預測至45天，優化充放電策略，提升消納率22%。

（3）用戶側儲能的需求邏輯：經濟性驅動。

峰谷套利成熟化：全國多地峰谷價差突破經濟性門檻（浙江0.93元/kWh、山東/江蘇>0.7元/kWh）。如江蘇的保供項目，江蘇夏季和冬季用電功率創新高，電不夠用，電網安全和企業生產甚至居民生活面臨挑戰，所以，每到用電高峰就要調集外電或大型儲能電站。工商業儲能IRR達12%-16%，回收期縮短至5年。 

容量電費優化：大工業用戶如算力中心、工商業企業通過儲能削減峰值負荷，降低容量電費（占電費30%-50%）。

光儲充一體化：充電站配儲，完善車網互動的創新模式。有60%新增充電站配儲，V2G技術推廣（上海規劃3萬-5萬智能樁），提升單站收益40%。

（4）虛擬電廠（VPP）：聚合分布式資源的“新生態”。

廣東試點聚合2GW分布式資源參與現貨市場，年消納棄電1.2億千瓦時； 珈偉新能AI平臺實現“光伏+儲能+負荷”協同，用戶側收益增加10%-15%（效仿德國模式）。

強制配儲終結標志著行業從 “政策哺育期”邁入“市場化生存期”，未來勝負在于：（1）技術降本（氫能/鈉電/固態電池突破）；（2）機制完善（現貨市場+容量補償）；（3）生態協同（虛擬電廠聚合+全球布局）。政策可以強制裝機，但無法強制價值；當補貼潮水退去，唯有真正融入電力系統平衡邏輯的儲能，方能在新型電力系統中贏得不可替代的席位。

2025年5月30日，國家發展改革委、國家能源局《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》，鼓勵和再生能源通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類。綠電直供意味著可再生能源分布式比例上升，可再生能源比例更高，需要更多儲能來削峰填谷，用戶端峰谷套利空間更大。

競爭性配儲取代強制配儲，山東、內蒙古等地通過競價機制要求配儲比例高達40%-80%（遠高于原強制比例），且更注重技術性能（如平滑出力、電壓支撐能力），推動儲能從“成本項”轉向“收益項”。

盡管強制配儲推動了儲能的爆發性增長，讓一些效率不高的系統成為擺設，但從歐美快速增長的形勢來看，光伏風電比例的提高導致的波動不僅需要儲能提供對系統的穩定和調節作用，而且分布式電源及峰谷電價也為企業帶來套利機會，二次爆發的核心驅動力是市場化機制下的價值覺醒。

4. 收益機制將重構：從“單一租賃”到“多元拼圖”

強制配儲時代，儲能收益主要依賴容量租賃（占獨立儲能收入的40%以上）。政策取消后，收益來源轉向交易：

（1）現貨套利：394號文推動全國電力現貨市場全覆蓋，峰谷價差擴大至1.5元/kWh（如浙江光伏午間-0.18元→晚高峰1.45元），套利空間顯著提升。

（2）輔助服務：調頻補償升至15元/MW·次（內蒙古），爬坡、備用等新品種納入市場。

（3）容量補償：河北、新疆試點50-100元/kW·年固定收益，對沖市場波動風險。

表5：儲能多元化收益結構對比

6、未來挑戰與破局關鍵

表6 儲能產業的挑戰與破局路徑

取消強制配儲并非行業衰退的信號，而是儲能從“政策哺育期”邁入“市場化競速期”的成人禮。二次爆發的本質是“劣幣退場，良幣崛起”。短期用戶側經濟性（峰谷套利）與電網側剛性需求（構網型技術）支撐增長； 長期技術降本（鈉電/固態電池/氫能）+生態協同（VPP聚合+全球布局）構建可持續模式。  

未來行業勝負在于 “度電成本極限壓縮×電力市場深度參與×安全標準全面達標” 的三維能力，真正實現從“被動配套”到“系統樞紐”的價值躍升。