中電聯近日發布的《2026年上半年電化學儲能電站行業統計數據》顯示，全國新增投運21.64吉瓦/60.22吉瓦時。其中，獨立儲能占比64%，用戶側儲能僅占2.15%。
一邊是大儲市場訂單飽和、持續火熱，一邊是以工商業為主的用戶側儲能短暫爆發后陷入低位徘徊。從“搶項目”到“算細賬”，從蜂擁而上到退場觀望，工商業儲能的降溫似乎比預想中來得更快。這究竟是行業爬坡過程中的必然起伏，還是商業模式本身存在結構性瓶頸？工商業儲能是否仍是一門好生意？未來突圍方向又在何處？
從政策紅利到市場化陣痛
“坦率地說，2026年的工商業儲能行業正在經歷一場系統性降溫。”新能安儲能事業部中國區總裁馬金鵬向《中國能源報》記者表示，工商業儲能正處于“行政分時電價”取消后的轉型陣痛期。短期內，部分投資商出現現金流挑戰，被動退出，這是市場出清的必然過程。
回顧2022至2023年，那是工商業儲能的“高光時刻”。2021年7月，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確拉大峰谷電價差，為用戶側儲能釋放強烈的價格信號。此后，浙江、廣東等峰谷價差較大的地區密集上馬項目，企業蜂擁而入。僅2023年一年，全國新增工商業儲能相關企業超過5萬家，平均每天就有150家闖入賽道。彼時市場情緒高漲，《2023中國工商業儲能發展白皮書》指出，2023年全球工商業儲能新增裝機達1.5吉瓦，2025年累計裝機有望達11.5吉瓦。
但現實走向了另一條軌跡。今年3月1日起，電力中長期交易全面推進市場化，取消政府統一規定的固定峰平谷時段劃分與浮動比例。這徹底改變了過去四年工商業儲能行業賴以生存的盈利模式——行政分時電價時代“峰谷價差穩定可預期、運行策略簡單、收益確定性強”的紅利期宣告終結。
“單純投資工商業儲能的獨立投資商明顯減少。”馬金鵬坦言，不少2023年至2024年投運的工商業儲能項目，實際內部收益率比立項時模型測算普遍低1.5—2.5個百分點，部分項目甚至出現經營性現金流為負。金融機構進一步抬高了放貸評審門檻。行業整體呈現“啞鈴式”分化：頭部約30%的優質項目盈利穩定，中尾部50%的項目現金流為負或勉強維持，剩余20%的項目面臨退出或重組，且這種分化將進一步加劇。
弘正儲能（上海）能源科技有限公司副總經理楊曉光同樣感受到來自一線的寒意，“一季度工商儲裝機同比下跌約50%，相當多純套利投資方退場，項目投資風控趨嚴。”他進一步指出，不能把行業將政策紅利誤判為永恒存在，更不能忽視了電力市場化改革的內在方向。直接觸發因素是政策，而商業模式高度同質化、收益來源單一、對政策變化韌性差才是行業降溫的根本癥結。
階段性陣痛，不改長期信心
如何看待這場降溫，決定下一步方向。
“這是電力市場進化過程中的階段性現象，需要經歷‘出清—再出發’的產業周期。”馬金鵬強調，回歸到底層邏輯——隨著電力市場化改革深入，負荷側能源資產管理遠比表前復雜，它涉及電負荷、非電負荷、配電網、分布式能源、靈活性調節資源、需求側響應、售電業務、電力現貨、設備可利用率等眾多變量。而儲能是這一復雜生態中唯一兼具“電源+負荷”雙重屬性、可以主動調節、可跨時間平移電量的核心資產。截至今年上半年，風光裝機占全國電力總裝機的48.3%，發電量占全社會用電量的24.6%，疊加電動汽車、算力負荷等帶來的電力需求，系統對調節性資源的需求非常迫切。負荷側能源資產管理將成為最具價值的業務之一。工商業儲能終局形態清晰可見，要從基于負荷預測的被動調節，轉向主動響應電網電量及電力調節。
楊曉光指出，當前具備經濟性的項目集中在峰谷價差仍可觀的浙江、江蘇、廣東，以及需求響應機制較為完善的山東、安徽等地。從場景來看，高耗能制造、數據中心、充電運營等仍有真實需求。區域間的盈利差距，關鍵不僅在于價差，更在于能否實現電量價值與容量價值的平衡，前者靠峰谷套利兌現，取決于當地零售側電價能否有效傳導分時價格信號（均價傳導vs完整曲線傳導）；后者則從需求響應和輔助服務市場變現，要看這些市場是否足夠開放。兩者共同決定了項目的實際收益空間。
中交城市能源研究設計院有限公司西南分院副院長楊錚指出，未來3至5年國內工商業儲能新增裝機仍將保持較高增長，但不是所有區域、所有項目都能實現盈利。高耗能穩定負荷園區、算力中心、零碳產業園、用電尖峰壓力大的區域景氣度高。負荷波動小、價差偏弱地區增量有限。中長期來看，工商業儲能是新型電力系統負荷側最主要的靈活性資源，累計裝機量級將邁向幾十吉瓦時，屬于千億賽道。
華北電力大學教授鄭華判斷，工商業儲能發展空間依然廣闊，隨著綠電直連、智能微電網、虛擬電廠等配套機制不斷完善，行業投資回報水平有望逐步修復，這一過程大概需要1至2年。
告別單一模式，擁抱多價值疊加
具體怎么干？
馬金鵬認為，過去的工商業儲能本質上是“制造業思維做金融服務業”——把儲能當作獨立資產、套利工具，孤立地看待峰谷價差收益，未將其置于“光伏+儲能+負荷+售電”的綜合能源資產組合中定位，更未納入電力市場交易的倉位管理體系。“這就像一臺臺孤立運行的設備去和能源管理公司競爭，輸的不是設備性能，而是系統認知和能力。”
按照馬金鵬的預計，2026至2028年，工商業儲能年新增裝機將穩定在6—10吉瓦時區間，行業將從“野蠻生長”進入“精耕細作”階段。具備經濟性、可落地的項目將呈現三個“集中”：區域集中——可能在廣東、浙江、江蘇、上海等省區的零售側形成相對市場化的分時價格機制，如“一口價”基礎上保留峰平谷上下浮比例，為儲能保留相對確定的套利空間；行業集中——在鋼鐵、化工、有色金屬冶煉、電子半導體等高耗能連續生產企業，商業綜合體與冷鏈倉儲，算力中心、零碳園區、綠電直連等新型場景，以及受產品碳足跡、ESG驅動的精細化碳核算制造業；模式集中——具備真實可落地能力的項目幾乎都依賴“售儲聯動”模式，通過售電公司的負荷預測、削峰響應、交易策略、風險敞口管理，疊加儲能的靈活調節能力，形成“1+1大于2”的多收益閉環。
楊曉光同樣強調，未來看好“能力驅動型”工商業儲能。破局依靠三件事：場景多元化——推進存量光伏配儲、光儲直流耦合、儲充協同、臺區儲能、移動式儲能等組合，本質上是對沖單一場景風險；AI動態策略——基于負荷、電價、光伏出力預測實現價值尋優，從被動執行轉向主動決策；VPP聚合——用戶側儲能聚合參與網側市場，實現容量價值與電量價值雙重變現。
鄭華進一步表示，一個成熟可持續市場取決于成本控制與收益多元化兩大要素。僅依靠峰谷價差、電能量現貨市場獲取收益的模式較為單薄，未來行業出路在于面向用戶端整合綜合能源服務，挖掘降碳、節能等多元價值。（記者 盧奇秀）
轉自：中國能源報
【版權及免責聲明】凡本網所屬版權作品，轉載時須獲得授權并注明來源“中國產業經濟信息網”，違者本網將保留追究其相關法律責任的權力。凡轉載文章及企業宣傳資訊，僅代表作者個人觀點，不代表本網觀點和立場。版權事宜請聯系：010-65363056。
延伸閱讀
