抢装潮退了，新国标来了！双重挤压下储能企业如何突围？

2025年，是中国储能行业发展的关键转折点。2月“136号文”终结八年强制配储历史，4月“394号文”推动电力现货市场全国覆盖，政策组合拳推动行业从“规模扩张”转向“价值深耕”。

与此同时，一项于8月1日实施的储能电池安全强制性国家标准（GB44240-2024）引发全行业震动。这项包含23项极限测试的新规，将锂电池安全要求从“推荐性”升级为“强制性”，被业内称为“最严安全令”。

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政策急转弯：强制配储终结，市场化机制重塑行业逻辑

2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布的136号文在储能行业引发地震。文件明确规定：不得将配置储能作为新建新能源项目并网的前置条件。这标志着实施八年的强制配储政策正式退出历史舞台。

政策转向带来立竿见影的市场反应。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1—6月，国内新型储能新增装机达21.9GW/55.2GWh，同比增长69.4%（功率）/76.6%（容量）。

与往年的“6.30抢装潮”不同，今年6月储能新增装机4.1GW/10.3GWh，同比-31.2%（功率）/-19.3%（容量），环比-53.2%（功率）/-54.1%（容量）。这一反常波动源于136号文设定了“5·31”节点——此前并网项目可享受原有政策。

由于136号文以2025年6月1日为节点，划定存量项目及增量项目，纳入机制电价，在“5.31”节点出现抢装现象，所以今年5月储能新增装机较之去年同比大增超过300%，装机高峰明显前置。

“强制配储时代催生了大量‘花瓶储能’。”一位行业资深观察者指出。2024年全国电化学储能平均利用指数仅为41%，意味着近六成设备处于闲置状态。

政策组合拳的第二击在4月29日到来。394号文要求2025年底实现电力现货市场全覆盖，6月28日，南方区域率先启动连续结算试运行，覆盖五省区22万市场主体。

与此同时，全国18省市调整工商业用户分时电价机制，输配电价等固定成本不再参与峰谷浮动，真正释放电价弹性。山东峰谷价差已拉大到0.93元/度，为储能创造更有利的市场环境。

02

资本迁徙：从唐山基金解散到百兆瓦级项目崛起

政策转向正引发资本流向的显著分化。7月16日，晶科科技一纸公告宣告唐山5亿元储能基金提前解散。这个2025年初成立的基金尚未开展任何实质性投资，便在“内部投资策略调整”的理由下黯然离场。

基金搁浅背后是河北储能项目的现实困境。尽管该省要求光伏项目配套10%-30%储能设施，但大量设施闲置沦为“铁疙瘩”。晶科在公告中坦承：“配而不用，建而无利”让资本望而却步。

据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1—6月，共有20家企业加速推进资本化进程，募资总额突破千亿规模达1089.3亿元。其中5家企业已成功登陆资本市场，4家因审核流程调整暂时中止推进，另有11家处于前期筹备阶段，市场呈现多元发展格局。这一数据既反映出行业资本化进程的加速态势，也凸显出企业在上市进程中因资质、策略差异形成的阶段性分化特征。

与一部分资本开始撤退形成鲜明对比的，是百兆瓦时级工商业储能项目加速落地。6月30日，中国康富常宁市株冶有色88MW/163.68MWh工商业储能项目并网；利星能在郴州有色金属冶炼厂部署的28MW/160MWh项目也投入运营。后者预计每年可为企业降低用电成本3000万元，全生命周期经济收益估算可达6亿元。

据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1—6月，国内用户侧工商业储能新增装机1.73GW/4.11GWh（修正后），同比增长80.4%（功率）/70%（容量）。

03

行业洗牌：安全新标下的技术竞赛

8月1日，GB44240-2024《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》正式实施。这项中国首部储能电池安全强制性国家标准，新增了电芯层级振动、浅刺、强制放电等23项极限测试。

新国标要求极为严苛：在热失控扩散测试中，需通过激光或加热触发中心电芯，观察24小时无外部火焰且外壳不破裂；过充测试要求电芯在热失控触发后1小时内不起火、不爆炸。

标准升级恰逢全球储能安全事故频发。2025年上半年，韩国平均每月发生1起储能事故；美国加州莫斯兰丁300MW/1200MWh储能项目（全球最大之一）发生火灾，导致70%设施损毁；德国下萨克森州居民家中新装两周的磷酸铁锂储能系统突发火灾。

“新国标实施后，无型式试验报告企业淘汰率预计过半。”一位检测认证机构负责人透露。目前，宁德时代、远景动力等头部企业已率先通过认证，其中远景动力储能专用电芯已获得国内首张认证证书。显然，安全新标下的技术竞赛已加速推进行业洗牌。

2025年同时成为500+Ah储能大电芯量产元年。6月初，阳光电源宣布684Ah大电芯发布即量产；宁德时代交付587Ah电芯；亿纬储能628Ah超大电芯Mr.Big批量交付。与传统280Ah电芯相比，314Ah及以上电芯能减少30%电芯数量，大幅降低系统成本。

技术路线也呈现多元化发展。7月初，新疆建成全球最大全钒液流储能电站（0.2GW/1GWh），每千瓦时成本较2023年下降27%；华中首座“飞轮+锂电”混合调频电站正式投运，通过技术组合破解安全、时长、成本的多重约束。

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市场重构：从单一收益到多元价值的新生态

随着国内电力市场化改革深化，储能商业模式正开启根本性变革。在山东试点中，安全评级A类项目获得0.15元/kWh现货交易溢价，形成“安全投入-经济回报”的良性循环。

新型商业模式不断涌现。青海-宁夏示范项目通过容量租赁（25元/kW·月）、调峰服务（0.5元/度）、现货套利组合，实现内部收益率超8%；湖南建立省级储能容量登记与撮合平台，使出租率从30%提升至60%。

用户侧储能经济模型也在政策调整中重构。7月2日，湖南发改委发布分时电价新政：午间12：00-14：00由高峰调整为低谷，全天0：00-16：00连续16个小时为低谷或平时段。这一调整虽有利于降低全省用电成本，却减少了储能充放电次数和峰谷套利空间。

面对挑战，智能化运营成为破局关键。如利星能郴州项目搭载一站式数智平台，实现AI赋能的全链路协同管理；阳光电源AI运维平台实现92%故障预测率，华为AI防火系统误报率低于0.1%。

在越来越明显的市场分化中，头部企业已将研发重心转向构网型储能、智慧管理平台等下一代技术。这不仅是中国储能技术多元化的象征，更预示着储能行业从政策驱动走向市场化成熟的新阶段。

对于行业内卷，其实风电行业的经验非常值得借鉴。经历三年激烈价格战后，风电行业开始拨乱反正，反对低于成本价销售，今年反内卷已初见成效。对此远景高级副总裁、远景储能总裁田庆军强调：“储能行业要明确反对低于成本价竞标，这是安全和质量问题的根源”。

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出海破局：中国企业全球化布局的进阶之路

面对国内市场的剧烈调整，出海成为中国储能企业的破局之道。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年1月—6月，中国企业新获199个海外储能订单/合作，总规模超160GWh，同比增长220.28%。

从区域分布来看，中东地区订单达37.55GWh，占比23.44%；澳大利亚32.31GWh，占比20.17%；欧洲22.81GWh，占比14.24%；日本15.06GWh，占比9.40%。受贸易战和高关税影响，对美国的订单仅3.84GWh，同比骤降89.96%。

其中，中东市场不仅是增速最快的黑马，增量也位居全球首位。如沙特与阿联酋计划2030年部署57.4GWh储能项目，2025年招标规模超30GWh。

逆变器企业则率先感受到市场回暖。2025年5月，中国对中东逆变器出口同比增长125%，对东南亚出口增长57%。在东南亚，阳光电源通过产能布局实现本地化率超60%，交付周期缩短至2个月。

值得注意的是，一位深耕欧美市场的企业负责人曾表示，海外市场对产品认证、售后、全生命周期追责要求极为严苛，有部分国家实行15-20年产品终生追责制，追溯风险成本极高。这也为中国企业出海敲响了警钟。

目前，中国储能企业出海模式正从单纯产品出口向“技术标准+产能”输出升级，但全球供应链策略还需调整。中国企业可探索“混合搭配”供应来源模式，通过东南亚、韩国等多元渠道平衡成本与政策风险。同时推进本土化生产与运营，从设备供应商升级为全生命周期服务商。

显然，在政策与市场的双重挤压下，储能行业已从单纯的技术竞争升级为“政策-成本-供应链”的多维博弈。这场博弈的最终赢家，将是那些能跨越价格战陷阱，在全球供应链重构中建立起技术、本土化与价值创造三维优势的企业。