“2027年……全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元”。国家层面的最新部署，让我们看到了中国储能行业正在从追求装机的“规模竞赛”转向运营效率的“价值博弈”。

　　9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》(以下简称《方案》)，为未来三年储能发展指明方向。

　　这份文件清晰地传递出一个信号：储能行业竞争的核心将从“建设规模”转向运营效率和市场价值。那些没有被频繁调用的储能设施，将成为“沉睡资产”；而没有深度融入市场机制的储能，则难以转化为“现金流资产”。

　　从“量”的积累到“量”“质”齐飞

　　国家能源局近日发布的《中国新型储能发展报告（2025）》显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40%。中国新型储能规模已跃居世界第一。

　　《方案》提出，到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。

　　三年时间从7376万千瓦到1.8亿千瓦以上，这意味着三年内需要新增超过1亿千瓦装机，年均增长超3300万千瓦。

　　这一目标展现了国家发展储能的决心，然而单纯追求装机规模的时代已经过去。《方案》特别强调要推动新型储能利用水平提升，推动新型储能调控方式创新。

　　这意味着储能行业正在从“有没有”“有多少”的阶段迈向“好不好”的高质量发展阶段。政策导向已明确指向实际利用率与经济效益，储能已从电网的“配角”，变成能够创造真实价值的“主角”。

　　从“强制配储”到“市场驱动”

　　今年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布的“136号文”明确提出：“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。”

　　这一政策终结了“强制配储”时代。此前，强制配储政策是推动储能装机增长的核心驱动力，2024年国内储能装机规模中，新能源指标带来的储能需求占比达74.6%。

　　由于，6月1日被明确为新能源项目“新老划断”的时间节点，存量项目可享受之前的政策保护，而增量项目需通过市场化竞价确定电价。因此，在政策节点前，企业为锁定存量项目政策红利，还出现了“抢装潮”。

　　如今，市场化机制成为新型储能发展的关键。《方案》鼓励“新能源+储能”作为联合报价主体参与电能量市场交易，支持具备条件的储能项目以法人身份单独入市。有序推动新型储能参与中长期市场。

　　AI成为唤醒“沉睡资产”的关键利器

　　随着一系列的电力市场化改革深化，传统储能依赖的峰谷价差套利模式面临挑战。

　　以江苏省为例，6月起，江苏省工商业分时电价计价基础调整为购电价格，导致峰谷价差显著收窄。以10千伏两部制用户为例，峰段电价为1.0871元/kWh，谷段电价为0.2646元/kWh，理论价差为0.8225元/kWh。但实际执行中，因计价基础调整（不含输配电价等附加费用），6月实际价差进一步降至0.6199元/kWh，较改革前缩水24.63%。

　　这一变化导致收益率急剧下滑，引发市场三重反应：投资方更加谨慎、系统配置向4小时长时储能演进、投资模型从单一峰谷套利转向“电能量+辅助服务+容量补偿”综合收益调整。

　　《方案》把创新“人工智能+”应用场景列为重点任务。各地重点围绕电源侧、电网侧及其他多场景应用方向，依托大数据、云计算、人工智能等前沿技术，创新“人工智能+”应用场景，培育一批技术领先、应用前景好、可复制性强的新型储能应用场景。

　　人工智能技术正成为唤醒“沉睡资产”的关键利器。通过AI算法，储能系统能够实时动态优化充放电策略。未来三年，中国储能产业将迎来从“政策哺育”向“市场导向”的关键转型，运营能力将成为竞争的核心壁垒。