从僵尸资产到AI柔性底座，中国储能的“逆天改命”

2026年5月18日，中国电力企业联合会(中电联)发布《电化学储能电站行业统计数据简报(2026年一季度)》，数据显示一季度全国电化学储能行业迎来爆发式增长，电力安全生产委员会成员单位新增装机同比激增超2倍，日均利用小时数突破3小时，利用率指数提升至48%。

然而，就在几年前，储能还深陷“建而不用”的困境，甚至被戏称为“僵尸资产”。

2017年前后，储能虽在火电厂联合调频领域初尝商业化，但其市场天花板有限，难以支撑产业规模化发展。

“十四五”期间，在新能源大规模并网的背景下，各地纷纷推行“强制配储”政策，要求新建风电、光伏项目必须配套一定比例的储能设施。这一政策确实让储能装机规模急剧膨胀，可数据显示，2023年全国新能源配储项目平均利用率仅17%，日均等效充放电次数仅0.31次，海量设备形同“僵尸储能”。

那么问题来了，都花大价钱建好了，为什么这些储能电站建而不用呢?

深究背后，会发现，症结并非单一，而是多重矛盾相互缠绕的结果。

首先，强制配储被异化为“并网门槛而非使用目的”。发电企业只要“装上储能”就能拿到新能源项目“路条”，至于是否运行、效率如何，政策并无硬性考核。地方政府虽然要求配置储能容量，但缺乏“如何用、用多少”的配套细则。同时，电网侧因安全顾虑(据统计，2009年至2024年全球共发生117起储能相关事故，近三年事故次数明显上升，年均超过20起。事故调查多指向电池热失控、系统老化等原因)和责任划分问题，倾向于“少调度、不调度”，让储能资产价值无法体现。

其次，经济性面临挑战，储能普遍沦为“入不敷出”的成本负担。在强制配储时代，储能系统的高昂造价(约1.5–2元/Wh)，使得100MW/200MWh项目投资超3亿元，推高新能源项目总投资15%-25%。然而，由于新能源发电享有“保量保价”的优先调度权，项目自身缺乏通过储能平抑波动、提升售电收益的内在驱动力。同时，储能当时无法独立参与电力市场，其放电收益通常只能按新能源平价电价结算，这远低于市场峰谷套利可能获得的价差。加之多数地区缺乏容量补偿机制，使得储能作为电网“备用能力”的战略价值无法通过收益体现。高昂的运维成本和充放电损耗更是叠加了运营压力，在新能源弃电率普遍较低(2023年全国新能源平均弃电率仅2%)的情况下，储能减少弃电的收益空间微乎其微。这种情境下，储能项目的运行往往意味着额外支出，导致其内部收益率(IRR)从正常的8%-10%降至3%-5%，部分地区甚至低于融资成本，使得投资动力显著不足。

再者，技术与市场的错配，也导致“劣币驱逐良币”。为降低前期投入，企业在招标中普遍“价低者得”，大量选用低价低质储能设备，电池循环寿命远低于设计值，运行可靠性差。储能与新能源机组共用调度计量端口，无法单独计量放电收益，加剧了权责不清。在电力市场机制不完善的环境下，2023年全国电力现货市场储能参与度较低，多数地区储能无独立市场主体身份，无法直接参与交易。

最后，储能面临更经济的替代方案挤压。电网拥有火电灵活性改造、跨省区电力调度以及日益成熟的需求侧响应(如虚拟电厂聚合负荷)等多种调节手段，其成本和灵活性往往优于强制配储下的储能，使其在实际调度中成为“备用中的备用”。

中电联数据显示，2022年新能源配储平均实际放电量仅为理论最大放电量的6.1%，这无疑造成了显著的社会资源投入低效。面对这种因机制不健全而导致的低效运营局面，储能产业亟需一场真正的市场化变革，以打破“建而不用”的困境。

告别闲置，储能价值在市场化中显现

转折始于2025年初。

国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》(发改价格〔2025〕136号)(以下简称“136号文”)。其核心要义是风电、太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。这意味着新能源项目告别了兜底模式，开始直面市场电价的波动风险。

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(发改价格〔2025〕136号)

与此同时，136号文取消了新能源项目强制配储要求，将配储决策交还市场。

在政策解绑的初期，业界曾担忧储能装机量会出现断崖式下跌，但现实却走出了一条上扬曲线。这并非单纯依靠企业的“主动计算”，而是多重市场变量共振的结果。

一方面，2024年至2025年，上游碳酸锂价格的回落带动储能系统EPC中标均价跌破0.6元/Wh，极大压低了项目的初始投资门槛;另一方面，随着多个省份电力现货市场转入正式运行，峰谷价差被持续拉大，部分省份最大价差已超过0.8元/度。

初始成本的锐减与套利空间的拓宽，共同让部分处于现货市场活跃区的储能项目越过了盈亏平衡点，具备了实质性的投资价值。

市场给出了真实的数据反馈。

2025年，中国新型储能新增装机规模达64.6吉瓦/196.5吉瓦时，同比增长52%/79.3%。同年迎峰度夏期间，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，最大可调电力达6423万千瓦。在浙江，截至2025年底，全省三侧新型储能累计投运超4吉瓦，其中用户侧储能达1.9吉瓦。

但此时，储能的收益仍然高度依赖现货市场的电价波动，缺乏长期的稳定性。

明确收益保障，容量电价机制落地

2026年1月，国家发展改革委、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)(以下简称“114号文”)，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。各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰贡献等因素建立相应机制。

关于完善发电侧容量电价机制的通知(发改价格〔2026〕114号)

电力系统需要随时待命调节资源，在关键时刻顶峰发电。容量电价正是为这种备用能力支付固定报酬——无论储能实际调度次数多少，只要具备随时响应的能力，就能获得一笔固定的容量补偿。

这套机制从政策端重构了储能的收益模型。过去，储能收益高度依赖电价波动，收益不确定性导致项目融资艰难。

容量电价机制的出台，为储能提供了固定补偿，加上现货市场的峰谷套利与辅助服务收益，形成了较为清晰的盈利预期。

但这并不意味着商业模式已经一劳永逸地完成闭环。

容量补偿的资金最终需要通过输配电价或系统运行费用向终端用户疏导。在全社会降低用电成本的大背景下，终端用户能为这部分灵活性资源承担多少成本溢价，各个省份的疏导细则如何落地，仍是储能行业当前需要跨越的现实门槛。

据不完全统计，目前已有湖北、甘肃、广东、浙江等多个省份出台了独立储能容量电价或补偿政策。其中湖北明确电网侧独立储能年度容量补偿标准为165元/千瓦·年;甘肃将电网侧独立储能全面纳入发电侧可靠容量补偿体系，基础标准为330元/千瓦·年。在浙江，容量电价政策的加速落地，为储能项目提供了可预期的收益基准。

向更深层次延伸：算电协同中的灵活性调节资产

商业模式闭环之后，储能的角色开始发生质变，其价值版图正在向更广阔的领域延伸。

在能源安全维度，随着风电、光伏装机首次超过火电成为电源主体，电力系统的核心矛盾从供应链安全转向系统韧性。储能在时间维度上实现削峰填谷;在空间维度上，分散的用户侧储能被编织成分布式安全网，提升区域电网的自愈能力和供电可靠性。在浙江，电网侧与用户侧储能合计已近400万千瓦。2025年迎峰度夏期间，嘉兴海宁一地执行了10次虚拟电厂市场化响应，有效响应电量超30万千瓦时。储能正成为可实时调用的调节资源。

在算力维度，“算电协同”正对储能提出更为具体的需求。2026年，“算电协同”首次写入政府工作报告，明确要求枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。据测算，1吉瓦算力基础设施年均耗电约7000吉瓦时。这就引出了一个核心的物理矛盾：数据中心的负荷特性是24小时不间断的绝对平稳，而其必须大量消纳的风电、光伏等绿电却具有强烈的间歇性与波动性。波动的电源与刚性的负荷之间存在着天然的错位。

正是为了弥合这种错位，储能在“算电协同”中找到了精准的定位。虽然目前主流的2至4小时电化学储能受限于自身容量，无法独立作为支撑算力中心连续运转的“能量底座”，但它提供了必不可少的“时间耦合”方案。作为数据中心的灵活性调节资产，储能可以在绿电大发时充电，在绿电不足或电价高峰时放电，从而平抑新能源出力波动，帮助数据中心稳定消纳高比例的绿电。同时，它也兼顾了应急备用电源的属性，提升了算力基础设施在极端工况下的供电可靠性。

在浙江，算力与储能的协同已落地具体场景。杭州钱塘区投运了省内首座数据中心用户侧储能项目，储能站作为数据中心的第四路能源，年减碳量达8000吨。在嘉兴平湖，润泽国际信息港用电量同比增长近三倍，通过能碳跨网调节，数据中心可调节资源被接入虚拟电厂，预计到2026年底调节能力可达28.3万千瓦。桐乡乌镇超算中心也已启动储能项目配套建设。当数据中心从“用电大户”转变为“可调节资源”，储能正从“削峰填谷”走向“支撑AI”，成为数字经济的“能量底座”。

透过这些一线场景可以看出，现阶段的储能并未取代大电网的基荷地位，而是成为了算力中心的“柔性缓冲”。在电网高峰期，储能放电不仅能帮数据中心参与需求侧响应获取收益;更核心的考量在于“保算力”，当区域用电紧缺时，避免数据中心因被动限电而导致算力降频或业务中断。

从“建而不用”到全面入市，储能的商业逻辑已经重塑。面对2026年的装机洪峰，产业考题已被彻底改写：抛开单纯的规模扩张，如何在复杂的电力现货市场中精准兑现每一度电的调度价值，才是接下来的重中之重。