迄今为止，储能行业已有超过3万家企业倒下，未来三年将有超过6万家储能企业可能活不下去。储能行业的新生存法则，必定是从价格厮杀到价值创造。

　　当前的储能行业，跟光伏行业一样，不只是处于价格内卷危机下，还马上陷入“死亡”竞赛之中。

　　尤其是2月发布新能源全面入市政策后，当强制配储的闸门落下，几十万家中小储能企业面临如何活下去的问题。

　　从价格看，市场流行的一句话是：不管你报多低的价，永远有人比你价更低。以2小时的大储系统为例，2024年1月的时候，中标均价为0.93元/Wh;到了2024年年底，储能系统报价跌到0.445元/Wh左右，一年内实现腰斩，2025开年的报价还在往下探。

　　从储能赛道的玩家看，洗牌在加剧。据报道，截至目前，储能相关的产业链企业数量已达到了惊人的29万家。更为残酷的数据是，迄今为止，储能行业已经有超过3万家企业倒下(处于注销、吊销、撤销、清算、停业、歇业等异常状态)。

　　另有媒体预测，如果按照光伏企业近两年的倒闭速度推算，未来三年将有超过6万家储能企业可能活不下去。

　　显然，只是卷价格，是没有未来的。储能行业的新生存法则，必定是从价格厮杀到价值创造。在新能源电价市场化的背景下，储能系统生命周期的度电成本、收益能力成为衡量其竞争力的核心指标。

　　像宁德时代、远景储能等一批优秀头部储能厂商，开启了技术突破、AI赋能、交易策略智能化的驱动模式，通过深度参与电力市场，能够显著提升业主的收益，构建“价值共生”的新型储能生态。

　　01

　　叫停强制配储，打开更大市场空间

　　要求风光项目配置一定比例储能设施，本意是通过储能平滑新能源波动、提升电网稳定性，却在执行中演变为一场“装备竞赛”，实际效果适得其反。

　　强制配储带有一定的行政命令色彩，其后遗症也比较明显。

　　一是储能的利用效率低下。新能源企业为获取项目审批被动配储，导致大量储能设施“建而不调”，利用率低至17%。西部某省份的调研显示，储能平均每5天仅被调用一次，资源浪费严重。

　　二是陷入成本转嫁陷阱。强制配储显著增加了新能源项目的建设成本。以一个典型的100MW风光项目为例，若按10%比例配置储能(即10MW/20MWh)，按当前市场价格估算，储能系统成本可能高达2000万至3000万元，而这些成本往往无法通过发电收益直接弥补。

　　三是陷入招投标逆向选择。视配储为拿到新能源指标的路条，对配储的实际调节作用根本就不抱多大的希望，设备招投标也是价低者得。这种低效使用不仅浪费资源，还催生了“劣币驱逐良币”的市场乱象——低质、低价的储能设备反而因成本优势频频中标，而高性能储能产品则被挤出市场。

　　这种“为配储而配储”的模式，不仅造成每年近百亿元的无效投资，更严重阻碍了储能技术进步。2月9日发布的《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》，彻底改变了这一局面。

　　《通知》明确规定，“不得向新能源不合理分摊费用，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”。这一政策松绑意味着储能配置将从行政命令转向市场选择，新能源业主可以根据实际需求和经济效益，自主决定是否配置储能。

　　这一变化看似削弱了储能的“强制地位”，实则为其发展打开了更大的空间，也会加剧行业的分化。

　　新能源强制配储几乎占据储能市场的半壁江山，叫停强制配储后，这半壁江山至少会减少五六成需求，影响是巨大的，此前靠低质低价获取市场份额的储能装备制造企业，如果跟不上转型步伐，将被淘汰出局。

　　另一方面，新政取消储能配置作为项目核准前置条件，允许新能源电站根据自身需求灵活选择储能方案。这种市场化驱动的需求将推动储能从“被动配置”走向“主动选择”，其核心价值也从单纯的硬件成本转向综合收益能力。

　　以后，储能电站可参与电力现货、辅助服务等多元市场交易，收益渠道从单一的“容量补偿”扩展至“峰谷套利”“黑启动服务”等十余种场景。新政让储能回归“解决问题的工具”本质，而不是电源或电网侧的附属品。

　　02

　　储能新价值觉醒

　　过去，储能行业的竞争主要集中在价格层面。厂商通过压低设备成本、牺牲性能来抢占市场份额，导致行业内低质产品泛滥。随着新政的实施和市场化改革的深入，储能行业的竞争逻辑正在发生根本性转变——从价格战转向价值创造。

　　新政明确“不得以配置储能作为核准前置条件”后，市场开始出现显著变化：

　　一是用户侧储能崛起：叫停新能源强制配储、电源侧的大储必将发生深刻调整，但这或为用户侧配储开拓出一片新天地。2024年江苏用户侧储能备案量同比增长300%，某工业园区通过“储能+光伏”实现“峰时自用、谷时充电、高价卖电”，投资回报周期缩短至4.2年(较强制配储模式提升60%)。以工商业为主的用户侧储能，主要以市场驱动为主，反而是良性发展的一个细分赛道。

　　二是技术门槛提高：2024年国内储能招标中，90%的项目明确要求电池循环寿命≥1500次，宁德时代、远景储能、比亚迪等头部企业凭借全生命周期成本(LCOS)优势，成为业主优先考虑对象。远景的EnOS平台整合气象、电力、市场三方数据，实现储能电站“源-网-荷-储”一体化调度。在江苏现货市场中，其报价准确率高达92%，远超行业平均75%的水平。

　　三是技术创新获取溢价明显：以远景盐城射阳电站为例，射阳250MW/500MWh储能电站是江苏省最大的储能电站，自7月12日并网以来，全年性能表现优异，创下江苏省在运储能电站多项第一;从收入水平看，全年每MWh收入高出平均水平约11.7%，相比同类储能产品，折合百MWh全生命周期可增收2130万元。

　　在迎峰度夏期间，射阳电站创下了省内收益记录，40天收入4000万元，平均单日创收超百万元，月收入高出于平均值30%，比第二名高出15%，全站收入和单MWh收入均位列全省第一。

　　2024年底，射阳电站还参与了第六次江苏现货试运行。在现货场景中，交易能力的不同将带来更大的收益差距。射阳电站报量报价参与电力现货交易。基于搭载的EnOS储能产销一体化管理平台，远景智慧交易型储能实现了AI自动交易，自适应江苏本地现货交易规则，采用了更高调用的报价策略，14天结算期收入1154万元，相比平均水平高出54.2%。

　　政策松绑后，市场开始用真金白银投票。一方面，高性能储能设备在充放电效率、循环寿命和安全性等方面具有明显优势;另一方面，智能化交易系统成为储能价值创造的关键变量。

　　在现货市场中，电价波动频繁且复杂，人工操作难以精准把握最佳交易时机。而AI驱动的智慧交易系统可以通过实时分析电价趋势、电网需求和储能状态，自动优化报量报价策略。

　　例如，远景射阳电站的EnOS平台能够根据气象数据和电力历史数据、实时市场信号，动态调整充放电计划，确保在电价高点放电、低点储能，从而最大化收益。这种“硬件+软件”的综合解决方案，就像给储能系统装上了“雷达”，正在成为储能行业的新标杆。

　　03

　　打造价值共生的储能生态系统

　　从“劣币驱逐良币”到劣币退出市场，这恰恰是大浪淘沙、市场升级创新的过程，低效产能和无效装机不去，优质产能和高效装机难来。

　　从这一角度来加以审视，新政叫停低效的强制配储，倒逼储能技术创新、倒逼储能装机效率和经济性升级，可说是为未来的储能高质量发展打开了一道生门。

　　展望储能的未来图景，其更大的价值应该是从单一储能到“储能+”的综合解决方案，构建“价值共生”的新型储能生态。比如“光伏(风电)+储能+制氢”一体化项目，正在创造新模式，经济效益也明显提高。

　　当然，新政的成功落地，还需配套政策的协同发力。例如，建立完善的储能收益结算机制、明确辅助服务市场规则、推动电力现货市场全国范围推广等，都是未来亟待解决的课题。同时，储能行业需要与新能源发电企业、电网公司等多方协同，构建健康发展的产业生态。只有在政策、市场和技术的共同驱动下，储能才能真正实现从“收益不足”到“收益分流”的跨越。

　　文丨环球零碳

　　作者丨维小尼

　　参考资料：

　　[1] 中国能源网：最高收益差距超50% 远景交易型储能助力射阳电站“稳盈”江苏第一

　　[2]第一财经：新能源发电全面入市交易新政取消“强制配储”，储能行业影响几何

　　[3] 电池中国CBEA：超3万家储能厂商倒下，行业“变革”进行时

　　[4]北极星储能网：当强制配储的闸门落下，23万中小储能企业面临“生死战”

　　[5] 华夏能源网：叫停“强制配储”引发生态重构：巨变中的机会在哪里?

　　[6] GPLP ：储能行业“价格战”白热化：破局之道何在?

　　[7] 21世纪经济报道：“疯狂”的新型储能