近日，中电联数据显示，2025年一季度，全国新增投运电化学储能电站59座，总装机容量为2.55GW/5.72GWh。其中，独立储能和新能源配储合计占比超80%，成为主要应用场景。
尽管新增电化学储能装机量同比下降10.63%，首次出现负增长，但行业日均利用率提升至47%，技术迭代与全球化布局的暗流正在涌动。
这场看似矛盾的“减速”与“提质”并存的局面，折射出行业从政策驱动向市场化竞争转型的深层逻辑。
2025年2月“136号文”的出台，成为行业发展重大事件。取消新能源项目强制配储政策后，企业失去了“政策套利”的温床，被迫直面市场化的残酷竞争。
这一政策调整并非孤立事件，而是中国电力市场改革的必然结果——储能不再被视为新能源的附属品，而是需要独立创造价值的市场主体。
政策转向的冲击在数据中清晰可见：一季度新能源配储装机占比从2024年的68%骤降至42%，而独立储能项目则逆势增长，河北、宁夏等地凭借容量电价竞拍机制吸引大量投资。
这种转变的背后，是电力现货市场建设的加速推进。内蒙古率先将储能纳入容量补偿机制，按0.35元/kWh的标准进行补贴；广东则在峰谷价差收窄的情况下，探索“需求响应+储能”的组合收益模式。
但转型的阵痛同样显著。江苏某储能集成商透露，一季度订单量环比下降23%，主要源于投资方对政策不确定性的观望。这种短期波动暴露出行业的脆弱性：当政策“拐杖”突然撤去，部分依赖补贴生存的企业即刻陷入困境。
某二线厂商的财报显示，其储能业务毛利率已从2024年的18.7%暴跌至4.3%。这印证了一个残酷的现实——市场化转型的本质是一场优胜劣汰的筛选，唯有真正具备技术实力与商业模式创新的企业才能存活。
