文章核心观点 - 新型储能行业正从依赖政策强制配储转向市场化竞争阶段，面临短期震荡但长期向好的发展态势 [4] - 新能源全面入市为新型储能带来新机遇，但行业同时面临盈利模式不清晰、跨省交易受限及技术经济性等挑战 [7][8][9] - 解决当前困境需依靠市场机制顶层设计和技术创新双轮驱动，以释放储能调节潜力并提升商业化能力 [10][11][12] 储能市场装机规模变化 - 2025年第一季度国内新增投运新型储能项目装机规模5.03吉瓦、11.79吉瓦时，同比下跌1.5%和5.5% [5] - 2025年上半年全国新型储能装机规模达94.91吉瓦/222吉瓦时，较2024年底增长约29% [6] - 第二季度在光伏抢装带动下储能装机增长，但企业投资节奏趋于谨慎，重新测算现货价差等多维收益模型 [6] 政策落地与区域差异 - 云南、湖北、山东、内蒙古、新疆等地已正式下发136号文省级落地文件，广东、山西等地仍在征求意见，超半数省份细则未定 [6] - 甘肃省煤电机组及电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，期限2年 [6] - 内蒙古给出度电0.35元、补偿10年的容量电价承诺，山东探索容量补偿+市场交易机制并建立独立储能电力现货市场 [6] 新能源入市对储能的影响 - 136号文取消新能源强制配储要求，现货市场价格上下限价差扩大，为储能等调节资源创造更广泛市场需求空间 [7] - 储能位置越靠近阻塞节点、规模越大且电压等级越高，调用次数和收益越多，可参与现货、调频等多类型市场交易 [7] - 新能源大发期（如春节）部分区域抽蓄、储能连续多日无放电窗口，未来春秋季此现象可能常态化 [9] 行业面临的核心挑战 - 新型储能存在安全运行隐患，规模化化学储能设备事故频发，长时运行参数外特性尚未彻底解决 [8] - 技术路线不明确，与电力系统适配度较好的新型储能仍处于研发、试验或半商用阶段 [8] - 电力市场限价区间较窄，中长期市场价格仅允许在基准电价上下浮动20%，现货市场限价区间也较窄，抑制调节资源潜力释放 [8] - 新型储能以省内一充一放为主，未纳入区域及省间市场体系，跨省交易缺乏机制支撑 [9] - 截至2025年6月底全国新能源汽车保有量达3689万辆，集中充电对配电网承载力和系统调节能力构成挑战 [9] 破局路径与建议 - 制造领域需降低度电成本、提高转化效能、加快产品迭代，电力领域应强化项目前期规划与收益能力分析 [11] - 建议完善中长期市场交易机制，构建综合能源运营体系，并推动氢能、压缩空气等长周期大容量储能技术研发 [11][12] - 应逐步放开市场限价设置，拉大最高最低限价区间，支持虚拟电厂、源网荷储一体化等新型主体参与市场 [12]