搶裝潮退了，新國標來了！雙重擠壓下儲能企業如何突圍？

2025年，是中國儲能行業發展的關鍵轉折點。2月“136號文”終結八年強制配儲歷史，4月“394號文”推動電力現貨市場全國覆蓋，政策組合拳推動行業從“規模擴張”轉向“價值深耕”。

與此同時，一項于8月1日實施的儲能電池安全強制性國家標準（GB44240-2024）引發全行業震動。這項包含23項極限測試的新規，將鋰電池安全要求從“推薦性”升級為“強制性”，被業內稱為“最嚴安全令”。

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政策急轉彎：強制配儲終結，市場化機制重塑行業邏輯

2025年2月9日，國家發改委、國家能源局聯合發布的136號文在儲能行業引發地震。文件明確規定：不得將配置儲能作為新建新能源項目并網的前置條件。這標志著實施八年的強制配儲政策正式退出歷史舞臺。

政策轉向帶來立竿見影的市場反應。據CESA儲能應用分會產業數據庫統計，2025年1—6月，國內新型儲能新增裝機達21.9GW/55.2GWh，同比增長69.4%（功率）/76.6%（容量）。

與往年的“6.30搶裝潮”不同，今年6月儲能新增裝機4.1GW/10.3GWh，同比-31.2%（功率）/-19.3%（容量），環比-53.2%（功率）/-54.1%（容量）。這一反常波動源于136號文設定了“5·31”節點——此前并網項目可享受原有政策。

由于136號文以2025年6月1日為節點，劃定存量項目及增量項目，納入機制電價，在“5.31”節點出現搶裝現象，所以今年5月儲能新增裝機較之去年同比大增超過300%，裝機高峰明顯前置。

“強制配儲時代催生了大量‘花瓶儲能’。”一位行業資深觀察者指出。2024年全國電化學儲能平均利用指數僅為41%，意味著近六成設備處于閑置狀態。

政策組合拳的第二擊在4月29日到來。394號文要求2025年底實現電力現貨市場全覆蓋，6月28日，南方區域率先啟動連續結算試運行，覆蓋五省區22萬市場主體。

與此同時，全國18省市調整工商業用戶分時電價機制，輸配電價等固定成本不再參與峰谷浮動，真正釋放電價彈性。山東峰谷價差已拉大到0.93元/度，為儲能創造更有利的市場環境。

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資本遷徙：從唐山基金解散到百兆瓦級項目崛起

政策轉向正引發資本流向的顯著分化。7月16日，晶科科技一紙公告宣告唐山5億元儲能基金提前解散。這個2025年初成立的基金尚未開展任何實質性投資，便在“內部投資策略調整”的理由下黯然離場。

基金擱淺背后是河北儲能項目的現實困境。盡管該省要求光伏項目配套10%-30%儲能設施，但大量設施閑置淪為“鐵疙瘩”。晶科在公告中坦承：“配而不用，建而無利”讓資本望而卻步。

據CESA儲能應用分會產業數據庫統計，2025年1—6月，共有20家企業加速推進資本化進程，募資總額突破千億規模達1089.3億元。其中5家企業已成功登陸資本市場，4家因審核流程調整暫時中止推進，另有11家處于前期籌備階段，市場呈現多元發展格局。這一數據既反映出行業資本化進程的加速態勢，也凸顯出企業在上市進程中因資質、策略差異形成的階段性分化特征。

與一部分資本開始撤退形成鮮明對比的，是百兆瓦時級工商業儲能項目加速落地。6月30日，中國康富常寧市株冶有色88MW/163.68MWh工商業儲能項目并網；利星能在郴州有色金屬冶煉廠部署的28MW/160MWh項目也投入運營。后者預計每年可為企業降低用電成本3000萬元，全生命周期經濟收益估算可達6億元。

據CESA儲能應用分會產業數據庫統計，2025年1—6月，國內用戶側工商業儲能新增裝機1.73GW/4.11GWh（修正后），同比增長80.4%（功率）/70%（容量）。

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行業洗牌：安全新標下的技術競賽

8月1日，GB44240-2024《電能存儲系統用鋰蓄電池和電池組安全要求》正式實施。這項中國首部儲能電池安全強制性國家標準，新增了電芯層級振動、淺刺、強制放電等23項極限測試。

新國標要求極為嚴苛：在熱失控擴散測試中，需通過激光或加熱觸發中心電芯，觀察24小時無外部火焰且外殼不破裂；過充測試要求電芯在熱失控觸發后1小時內不起火、不爆炸。

標準升級恰逢全球儲能安全事故頻發。2025年上半年，韓國平均每月發生1起儲能事故；美國加州莫斯蘭丁300MW/1200MWh儲能項目（全球最大之一）發生火災，導致70%設施損毀；德國下薩克森州居民家中新裝兩周的磷酸鐵鋰儲能系統突發火災。

“新國標實施后，無型式試驗報告企業淘汰率預計過半。”一位檢測認證機構負責人透露。目前，寧德時代、遠景動力等頭部企業已率先通過認證，其中遠景動力儲能專用電芯已獲得國內首張認證證書。顯然，安全新標下的技術競賽已加速推進行業洗牌。

2025年同時成為500+Ah儲能大電芯量產元年。6月初，陽光電源宣布684Ah大電芯發布即量產；寧德時代交付587Ah電芯；億緯儲能628Ah超大電芯Mr.Big批量交付。與傳統280Ah電芯相比，314Ah及以上電芯能減少30%電芯數量，大幅降低系統成本。

技術路線也呈現多元化發展。7月初，新疆建成全球最大全釩液流儲能電站（0.2GW/1GWh），每千瓦時成本較2023年下降27%；華中首座“飛輪+鋰電”混合調頻電站正式投運，通過技術組合破解安全、時長、成本的多重約束。

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市場重構：從單一收益到多元價值的新生態

隨著國內電力市場化改革深化，儲能商業模式正開啟根本性變革。在山東試點中，安全評級A類項目獲得0.15元/kWh現貨交易溢價，形成“安全投入-經濟回報”的良性循環。

新型商業模式不斷涌現。青海-寧夏示范項目通過容量租賃（25元/kW·月）、調峰服務（0.5元/度）、現貨套利組合，實現內部收益率超8%；湖南建立省級儲能容量登記與撮合平臺，使出租率從30%提升至60%。

用戶側儲能經濟模型也在政策調整中重構。7月2日，湖南發改委發布分時電價新政：午間12：00-14：00由高峰調整為低谷，全天0：00-16：00連續16個小時為低谷或平時段。這一調整雖有利于降低全省用電成本，卻減少了儲能充放電次數和峰谷套利空間。

面對挑戰，智能化運營成為破局關鍵。如利星能郴州項目搭載一站式數智平臺，實現AI賦能的全鏈路協同管理；陽光電源AI運維平臺實現92%故障預測率，華為AI防火系統誤報率低于0.1%。

在越來越明顯的市場分化中，頭部企業已將研發重心轉向構網型儲能、智慧管理平臺等下一代技術。這不僅是中國儲能技術多元化的象征，更預示著儲能行業從政策驅動走向市場化成熟的新階段。

對于行業內卷，其實風電行業的經驗非常值得借鑒。經歷三年激烈價格戰后，風電行業開始撥亂反正，反對低于成本價銷售，今年反內卷已初見成效。對此遠景高級副總裁、遠景儲能總裁田慶軍強調：“儲能行業要明確反對低于成本價競標，這是安全和質量問題的根源”。

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出海破局：中國企業全球化布局的進階之路

面對國內市場的劇烈調整，出海成為中國儲能企業的破局之道。據CESA儲能應用分會產業數據庫統計，2025年1月—6月，中國企業新獲199個海外儲能訂單/合作，總規模超160GWh，同比增長220.28%。

從區域分布來看，中東地區訂單達37.55GWh，占比23.44%；澳大利亞32.31GWh，占比20.17%；歐洲22.81GWh，占比14.24%；日本15.06GWh，占比9.40%。受貿易戰和高關稅影響，對美國的訂單僅3.84GWh，同比驟降89.96%。

其中，中東市場不僅是增速最快的黑馬，增量也位居全球首位。如沙特與阿聯酋計劃2030年部署57.4GWh儲能項目，2025年招標規模超30GWh。

逆變器企業則率先感受到市場回暖。2025年5月，中國對中東逆變器出口同比增長125%，對東南亞出口增長57%。在東南亞，陽光電源通過產能布局實現本地化率超60%，交付周期縮短至2個月。

值得注意的是，一位深耕歐美市場的企業負責人曾表示，海外市場對產品認證、售后、全生命周期追責要求極為嚴苛，有部分國家實行15-20年產品終生追責制，追溯風險成本極高。這也為中國企業出海敲響了警鐘。

目前，中國儲能企業出海模式正從單純產品出口向“技術標準+產能”輸出升級，但全球供應鏈策略還需調整。中國企業可探索“混合搭配”供應來源模式，通過東南亞、韓國等多元渠道平衡成本與政策風險。同時推進本土化生產與運營，從設備供應商升級為全生命周期服務商。

顯然，在政策與市場的雙重擠壓下，儲能行業已從單純的技術競爭升級為“政策-成本-供應鏈”的多維博弈。這場博弈的最終贏家，將是那些能跨越價格戰陷阱，在全球供應鏈重構中建立起技術、本土化與價值創造三維優勢的企業。