136号文的出台以及多省电价政策的调整，推动国内工商业储能市场走向“不确定性”，储能行业站在了商业模式重构的关键点。
所谓的136号文，指的是今年2月，国家发展和改革委、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）。该文件明确提出：“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。”
政策“真空期”的不确定性
经济性是驱动工商业配储的主要因素。
在136号文发布前，工商业储能的商业模式依赖“峰谷套利”，核心逻辑是通过储能系统在电价低谷时段充电储能，再在电价高峰时段放电，从而赚取电价差价。
距离提出“取消强制配储”已过去半年。第一财经记者注意到，虽然136号文从国家层面明确了新能源上网电价市场化改革的方向以及取消强制配储的政策，但在政策的具体实施过程中，存在地方细则制定相对滞后的痛点。
截至目前，仅内蒙古和新疆下发了136号文省级落地文件，山东、广东等地发布了征求意见稿，而其余省份仍未出台细则。
部分新能源出力波动较大的地区在地方性政策中仍保留强制配储要求。比如，贵州要求列入年度建设计划并如期建成的项目必须保障并网，并配套建设装机容量 10%（满足2小时）以上的储能系统，或购买相应的储能服务；云南也提出类似配套要求。
国泰君安期货分析，工商业储能企业由“峰谷套利”向“现货交易”过渡的过程需要时间，商业模式正面临重构与适应期。
这一政策“真空期”，也导致储能企业在做项目决策时面临更多的不确定性。据第一财经记者了解，储能项目的投资决策，很大程度依赖于对未来收益的预期，而眼下各地细则暂未明确也意味着，投资收益模型难以准确搭建。
远景零碳综合能源产品解决方案负责人张旸在接受第一财经记者采访时表示，面对不确定性，行业需要寻找更多的盈利机会。张旸提出了“内循环”和“外循环”模式。在内循环中，通过软件能力实现需量优化和能量时移，即使在峰谷价差缩小的情况下，依然能够最大化收益；在外循环中，借助虚拟电厂的软件能力，结合负荷预测、发电功率预测和电价预测，制定最优交易策略，提升项目收益的确定性。
136号文的核心在于构建制度框架，具体实施细则需待各省市结合本区域市场特点，在2025年年底前完成相关配套政策的制定。行业机构InfoLink Consulting表示，如果后续地方政策配套进度或激励工具（如容量电价机制、辅助服务补偿标准）力度低于预期，预计2026年至2027年或出现产业转型阵痛期。
中国宏观经济研究院能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶直言：当下行业发展“唯一的确定性就是不确定性”。
中电联统计数据显示，今年第一季度，全国累计投运电化学储能电站为1532座，总装机容量近三年来首次出现新增装机负增长。
对此，行业机构集邦咨询分析称，电化学储能装机量和投运量的下降，反映了行业从快速扩张期向高质量发展期过渡的调整，市场正在从追求规模向追求效率和效益转变，投资决策更加谨慎和理性。
“峰谷套利只是表面的收益。”阳光电源（300274.SZ）工商业储能产品线总经理曹伟认为，工商业储能最终要走向虚拟电厂的形式，通过聚合商参与电力交易，来实现电力负荷的平衡。这同时也能解决用户端绿色用电的问题。
行业面临洗牌，低质产能将被出清
储能系统可在电力需求低谷时储存电能，在需求高峰时释放，从而平衡电力供需，提升电网的稳定性和可靠性。这些特性使得近年来储能产业呈现出爆发式的增长。
国家能源局统计数据显示，2024年，新型储能装机规模突破7000万千瓦。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。
但行业蓬勃发展的背面，是无序竞争和野蛮生长。
“很多企业把储能行业当作是一个低门槛的金矿，抱着短期淘金的心态进入，以至于行业现在野蛮生长，乱象频出。”宁德时代（300750.SZ）董事长兼CEO曾毓群如是表示。
他认为，根基正不正、深不深、牢不牢，决定了整个行业的命运。业内企业应有共识，以低质、减配实现的“低价”，不具备经济效益，更没有可持续性。
实际上，过往“强制配储”时代的低价竞争模式，已经导致储能系统中标价大跌，企业利润下滑。业内有声音称，136号文的颁布撕开了储能行业虚假繁荣的“遮羞布”，加速低质产能出清。
“当前储能市场虽有二十余万家从业企业，但未来能够存续的数量远不及此。”某国内一线储能企业负责人在接受第一财经记者采访时表示，最终在行业竞争中胜出并实现长线运营的企业，除需具备软件能力外，在硬件层面还需掌握电芯或PCS（储能变流器）技术——这类企业才能在市场竞争中“站稳脚跟”。
工商业储能系统主要由电池系统（含电池管理系统BMS）、变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、变压器、消防系统及监控报警系统等组成。其中，PCS是工商业储能系统的能量转换核心，根据EMS指令控制功率，从而实现电能的双向转换。
这也意味着，储能企业的竞争并不停留在硬件或软件的单一维度。“倘若企业既无软件优势又无硬件优势，那么被市场淘汰或许只是时间问题。”他补充道。
“储能不同于光伏。”该储能企业负责人认为，光伏本身自带消耗品属性，选型选好、安装装好，每天都在发电，衰减到一定程度结束，而储能是能量的搬运工，需要兼顾运营，需要考虑如何做到运营效率更高，收益更好。“储能行业未来会有一大批的专业服务商的生态出现。”
“行业光‘卷’硬件不行，未来储能企业的差异化竞争力来自于软件和服务。”据远景科技集团首席可持续发展官、零碳综合能源产品线总裁孙捷介绍，远景从电芯到BMS, PCS都是自研，预计未来将引领大容量电芯和大容量PCS。“未来工商储行业预计也有这个趋势，就是同样的面积下，能量密度更高，电芯越用越大，PCS也越来越大。”
截至目前，远景在全球范围内已交付总规模为30GWh的储能系统产品，在手订单超过50GWh。
“经济性与全生命周期收益能力成为检验企业核心竞争力的第一标准。”InfoLink Consulting表示，具有技术纵深度与商业模式创新能力的头部企业有望扩大市场份额，产业链或加速优胜劣汰，竞争格局走向优化。
另一行业机构集邦咨询也认为，随着市场机制的系统性完善、技术创新的持续突破以及多元化盈利模式的全面跑通，储能行业有望实现更可持续地健康发展。
从市场需求来看，由于当前国内储能需求高度依赖“强制配储”政策，因此136号文预计将冲击储能市场需求，尤其是大储市场（储能系统装机容量MW级以上）。
据行业机构储能与电力市场统计数据，2024年全国新增并网储能项目中，电源侧新能源配储占比为38%，电网侧独立储能占比为54%，其中，由配储带来的容量租赁收益也是独立储能的重要盈利来源。整体测算，配储需求占全年储能总装机的超七成（占比74.6%）。
从全年装机节奏来看，国泰君安期货认为，受“531”抢装影响，新能源项目在上半年集中落地，透支了部分下半年的市场需求，导致储能配套装机呈现“前高后低”的特征。
该机构预计，2025年四季度，储能装机量将同比下降约36%，抢装力度或不及往年。今年上半年，尤其二季度的装机表现更为强劲，预计同比增速有望达62%。
“但考虑到新能源消纳刚性需求与电力系统灵活性缺口的长期存在，中国市场需求断崖式下滑可能性较小。”InfoLink Consulting表示。
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