“136号文”落地一年，新型储能经历了哪些重大变革？

在中国新能源产业发展的历史画卷中，“136号文”必将留下浓墨重彩的一笔。

“136号文”吹响了新能源全面入市交易的号角，也同步撬动了风电、光伏、新型储能与电力市场建设的协同联动，共同加快了国内新型电力系统的建设进程。

站在新型储能的视角回顾，从2025年2月“136号文”下发，终结“强制配储”时代，到2026年1月“114号文”下发，补齐“容量电价”政策短板，时间跨度一年整。

这一年，正是新型储能从政策驱动走向市场驱动的转型之年。

期间，新型储能产业经历了角色调整、场景变迁、政策蓄力等诸多变革，在“破”与“立”之间，实现全面市场化的首次完整闭环。

角色调整：从强制配套到必要价值

“136号文”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”。

这一纸禁令宣告了“强制配储”时代的落幕，电源侧储能普遍存在的“建而不用”，以及衍生而出的电网侧储能容量租赁“租而不用”的行业乱象也被“强制”叫停。

更重要的是，随着“136号文”的出台，“新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成”，新型储能成为新能源项目平抑电力市场价格波动、提升项目综合收益率的必要选择。

新型储能的角色出现变化，从政策驱动的强制配套，转变为市场驱动的必要价值。可以说，“136号文”为新型储能正了名，储能的真实价值开始释放。

市场的数据也验证了这一点，2025年新型储能的装机延续了以往的高增长趋势。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，截至2025年底，中国新型储能累计装机139.2GW/373GWh，较之2024年底增长了86.5%（功率）/111.4%（容量）。2025年中国新型储能新增装机规模为64.6GW/196.5GWh，较之2024年同比增长52%（功率）/79.3%（容量）。

细化到具体月份来看，全年大部分月份与往年的增长趋势基本一致，只有5月不同以往。

“136号文”以“2025年6月1日前投产”为界限，划定了存量项目和增量项目，存量项目的电量规模和机制电价按现行政策执行，收益预期相对清晰，于是光伏行业掀起一阵5月“抢装潮”，新型储能随之联动，在2025年5月的装机也明显高于前一年同期，同比大增近70%。

当然，宏观的数据只是结果，代表了这一年的整体增长态势，而政策调整期，行业上下经历的困惑与波折同样真实存在。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年，全国各省公开废止项目高达153个，规模达21.84GW/38.60GWh。

梳理发现，废止项目普遍集中在电网侧，主要原因为技术经济性与政策适配性不足，电网侧储能早期设计的理想化叠加尚未完全跑通的商业模式，项目可行性亟待进一步研究。

可见，新能源全面入市的浪潮，带给新型储能的不止“名正言顺”的价值感，还有来自应用场景、商业模式、收益、技术、政策等多个维度的压力与挑战。

场景变迁：打破边界、融合发展

破局首先从主流应用场景的变化开始。

过去一年，国内电源侧储能装机增速放缓，电网侧储能成为新型储能的核心应用市场。

随着“强制配储”退出历史舞台，源侧、网侧储能的真实价值不再泾渭分明，电源侧储能在政策解绑中走向真正“独立”，也在这个转型的过程中，以“独立储能”的角色重新登台，全国多地政府及能源管理部门已相继出台相关政策，鼓励和支持配建储能转为独立储能。

CESA储能应用分会数据显示，2025年，电网侧储能新增装机43.6GW/132.4GWh，占全国年度新增装机总量的67.5%（功率）/67.4%（容量），同比增长65.6%（功率）/104.2%（容量）。

在规模急速增长的同时，电网侧储能也在更加全面参与电力市场调峰调频辅助服务。

2025年12月10日晚，在国网山东电力调控中心统一指挥下，山东144座新型储能电站同步启动，集中向电网输送电能，最大放电功率838.9万千瓦，刷新了全国省级电网新型储能集中调用纪录。

而电源侧、用户侧储能的细分场景日渐多元化成为破局的第二个维度。

2025年，电源侧新增装机的主要细分应用场景包含：新能源配储、源侧独立储能、火电配储、光热储能、风光火储（氢）多能互补项目、源侧微电网和黑启动项目；用户侧储能正加速向数据中心、充换电网络、分布式光伏和园区综合能源系统等多元场景渗透。

新型储能应用场景的变迁背后，除了“136号文”新能源入市交易的直接驱动，还有另外一个重要动能——新能源集成融合发展已是大势所趋。

这一年，晶科、天合、晶澳、阿特斯、通威、隆基等六大光伏组件龙头全部完成储能业务布局；工信部等三部委联合印发《国家级零碳园区建设名单（第一批）》，共52个园区纳入名单，实现31个省（区、市）和新疆生产建设兵团全覆盖；山东、湖北两省的首个绿电直连项目同步获批，开启绿电直连模式的规模化发展……

据CESA储能应用分会数据库不完全统计，2025年以来，全国共38个源网荷储一体化项目取得实际进展。其中，并网的项目数量共27个，占比71%，赶超过去两年之和。 

在行业上下合力突围的同时，宏观政策也在提供全方位的助力与支撑。

政策蓄力：国家、地方全方位保驾护航

产业的上下求索与政策的保驾护航是相辅相成的。

过去一年，堪称新型储能的“政策大年”。除了“136号文”，国家在产业的宏观规划方面，出台多项重磅政策，为行业提供了制造、安全、价格机制等全方位的保驾护航——

2025年2月，工信部等八部门联合印发《新型储能制造业高质量发展行动方案（工信部联电子〔2025〕7号）》，提出到2027年，我国新型储能制造业将实现全链条国际竞争优势显著提升，标志着我国新型储能制造业进入全新发展阶段；

5月，国家能源局、工信部等五部门联合发布《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知（国能综通安全〔2025〕65号）》，将确保安全作为发展电化学储能的重要前提，并首次提出电化学储能全链条安全管理体系，将“安全”融入到电化学储能发展各个环节；

9月，国家发改委、能源局发布《关于印发<新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）>的通知（发改能源〔2025〕1144号）》，提出预计三年内全国新增装机容量超过1亿千瓦，2027年底达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，振奋行业发展信心；

12月，《电力中长期市场基本规则（发改能源规〔2025〕1656号）》发布，宣告“工商业分时电价”退场，推动工商业储能调整单一峰谷套利的传统收益模式，探索更为多元、立体的收益模式。

2026年1月30日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》指出，“各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制”，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，填补了全国性新型储能容量电价的制度空白。

值得一提的是，这一年，除了国家级政策的全面蓄力，地方政府的承接细则也同样及时、周密。

截至2025年12月底，全国各省区已全部完成省级“136号文”实施方案发布，增量项目竞价工作基本落地；湖北、江苏、新疆、云南等14省陆续发布工商业分时电价退坡相关文件，结合各省电力市场的实际运行情况，从不同角度、分不同程度制定省级细则；13省发布绿电直连省级承接文件，关于绿电直连创新项目的地方探索也在各省不断上演；湖北、甘肃、宁夏等9省出台容量补偿相关机制。

CESA储能应用分会数据显示，2025年，国内共新出台了804项储能直接或间接相关地方政策，其中广东领跑全国，新增77项，数量占比9.6%；浙江新增64项，全国第二。四川新增59项，位列第三。内蒙古、河北、河南、江苏、安徽、山西新增均超过30项。

在国家和地方政策的双重加持之下，区域市场的发力效果突出。

以内蒙古为例，据CESA储能应用分会数据库不完全统计，2025年内蒙古新增装机16.3GW/63.6GWh，占2025年全国新增装机的25.2%（功率）/32.4%（容量），功率和容量规模均居全国第一。

“136号文”是新能源市场化交易的发令枪，“114号文”是补齐储能容量收益的关键节点，这一年，新型储能迎来了从政策驱动向市场化竞合跨越的关键变革期。在宏观战略引领下，国家顶层设计与地方实践探索同频共振，产业脉搏与政策红利紧密呼应，应用场景拓展与技术创新迭代形成良性循环。

未来，随着场景应用的多元化探索、新能源与各行各业联动机制的持续深化，新型储能必将在能源变革的大潮中释放更大潜能，发展前景广阔可期！