中国储能行业正经历一场深刻变革。随着国家发改委、能源局联合发布的136号文和394号文相继出台，强制配储的时代正式宣告终结。但颇具意味的是，各地方政府主动配置储能的意愿并未减弱，这一现象折射出行业正在完成从政策驱动到市场化驱动的关键转型。

为恒智能副总裁杨树博士表示，在这场变革中，储能企业面临的不仅是商业模式的再造，更是技术能力、服务质量与市场洞察力的全方位考验。

政策组合拳背后的市场化逻辑

杨树认为，136号文与394号文绝非简单的监管调整，而是构建新型电力系统的制度性安排。这两项政策通过废止强制配储规定，实质上是将储能产业推向更广阔的市场化竞争环境。经CNESA统计，近年来全国新型储能装机规模不断激增，截至2024年底，储能投运装机规模达43.7GW/109.8GWh,同比增长+103%/+136%。但储能项目的平均利用率却不足50%，这暴露出政策驱动下资源配置效率低下的问题。

政策转型的背后，其实是电力市场化改革的深入推进。杨树分析道：“当风电、太阳能发电在能源结构中的占比从2015年的4%到2024年的17%时，电力系统对灵活性资源的需求呈指数级增长。储能作为重要的调节工具，其价值实现机制正在从单纯的政策补贴转向多元化的市场交易，包括容量租赁、峰谷套利、辅助服务等收益渠道。这种转变倒逼储能企业必须从低价竞标的粗放模式，转向技术、质量、服务的多维竞争。”

区域差异化发展下的储能新机遇

杨树认为中国地缘辽阔，各省能源结构呈现显著差异性，这为储能行业创造了多样化的发展空间。在西部地区，新能源装机占比已超过40%，但本地消纳能力有限，外送通道建设滞后导致弃风弃光率居高不下。所以这类地区需要的是具备长时间放电能力（4小时以上）、高循环效率的储能系统，以配合特高压外送通道实现电力的时空转移。

相比之下，中东部用电大省面临的是截然不同的挑战。湖南、河南、山东等地分布式光伏的爆发式增长，导致10kV配网在中午时段出现反向潮流超过了变压器容量，带来了电网反向重载、电压越限等问题。山东电力市场甚至出现了全年973小时的负电价时段，最低达到-85元/MWh，这暴露出缺乏储能调节的系统性风险。在这些区域，用户侧储能必须兼具分布式光伏消纳和电力市场交易双重功能，要求企业不仅提供硬件设备，还需构建智能化的能量管理系统，集成先进的功率预测算法，实现毫秒级的有功无功协调控制。

杨树还表示广东省的案例尤为典型。尽管该省峰谷价差维持在0.7元/kWh以上的较高水平，但现货市场的波动性使单纯依赖价差套利的模式风险倍增。广东电力现货市场早期价格价差达到1.3元/kWh，这种高频波动要求储能运营商必须具备精准的价格预测和交易策略能力。我们基于深度学习开发的价格预测模型，结合气象数据、负荷特性和机组出力计划，能够大大提升日前价格预测准确率。这种环境下，AI驱动的智能决策系统不再是锦上添花，而是决定项目盈亏的关键要素。

技术迭代驱动行业重新洗牌

市场化转型正在加速储能技术的迭代升级。

杨树认为，虚拟电厂的兴起预示着行业将进入精细化运营阶段。目前国内虚拟电厂试点项目平均聚合资源规模普遍都不大，在50-200MW之间，调节能力相对有限。但随着针对虚拟电厂的各类标准出台，未来能够实现毫秒级响应、精准控制电压等级的储能系统将获得竞争优势。

其实回看以往，分布式光伏的教训也为储能发展提供了前车之鉴。过去三年无序发展导致的电网安全问题，使监管层深刻认识到储能系统可控性的重要性。国网最新技术要求规定，接入虚拟电厂的储能设备必须具备调节精度达到±5%，响应时间不超过10s。现阶段看，意味着约30%的现有储能产品面临技术淘汰风险，同时也为掌握核心控制技术的企业创造了市场机遇。

当然在技术路线方面，多元化趋势日益明显。除锂电储能外，压缩空气、飞轮、液流电池等长时储能技术开始在特定场景显现优势。如内蒙古的压缩空气储能项目实现了较高的系统效率，江苏的兆瓦级全钒液流电池电站循环次数突破15000次，这些创新正在重塑行业竞争格局。

杨树还表示，储能行业的发展必须置于电力市场化改革的大背景下审视。当前国家正在构建的全国统一电力市场体系，将通过容量电价、辅助服务市场等机制为储能创造新的价值空间。这也意味现货市场的推进将进一步放大储能的时间价值。同时，监管政策也在引导行业健康发展，制度设计正在构建起储能参与市场竞争的基本规则框架。

随着电力市场化改革进入深水区，储能行业将结束野蛮生长阶段，进入精耕细作时代。杨树始终认为，能够将硬件制造、软件开发和能源服务深度融合的企业，将在新一轮行业洗牌中赢得先机。归根结底，储能的未来不在于简单的规模扩张，而在于成为新型电力系统中不可或缺的价值创造者。

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