国家发改委《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》（136号文）实施半年后，储能行业迎来关键转折。随着电力现货市场与辅助服务收益逐步兑现，叠加国家层面容量电价机制落地预期升温，国内储能项目经济性显著改善，行业竞争格局有望从成本内卷转向价值创造，头部厂商将优先受益。
当前新能源配储项目通过电能量交易和调频、备用等辅助服务，度电收入可达0.35元/kWh，对应内部收益率提升。
2025年9月12日，国家发改委、能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》，明确提出探索容量电价补偿机制。据预测，2025-2027年国内新型储能装机将保持30%年增速，2027年规模突破1.8亿千瓦。
136号文取消新能源强制配储要求后，储能投资逻辑发生根本转变。此前依赖低价竞争的商业模式难以为继，具备长循环寿命、高能量密度的优质电芯，以及构网型储能等新技术方案更受市场青睐。以宁德时代、阳光电源为代表的头部企业，凭借技术壁垒和全产业链协同能力，正加速替代中小厂商。
市场分化：长时储能与综合能源服务成新赛道
政策明确鼓励6小时以上长时储能发展，有效容量计算规则倒逼技术升级。同时，工商业储能受益于分时电价机制，2025年一季度装机激增，负荷侧场景渗透率不足。
尽管行业前景向好，但电改政策执行力度、海外贸易壁垒、原材料价格波动等风险仍需警惕。
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