今年一季度，国内新型储能新增装机出现历史性下滑，引发行业广泛关注。中关村储能产业技术联盟公布的数据显示，一季度新增投运装机规模为5.03GW/11.79GWh，同比下降1.5%和5.5% ，这是该联盟自2022年公开统计以来首次出现负增长。

　　尽管多家头部储能企业反映“531”抢装潮导致订单激增，但一季度装机数据仍出现下滑。装机数据和市场感受缘何错位？新增装机首次下滑，是否意味着新型储能产业高速增长态势将告一段落？

　　在构建新型电力系统背景下，我国新型储能装机实现快速发展，连续3年新增和累计装机规模增速均超过100%。

　　新增装机陡然下滑，始料未及。今年2月9日，国家发改委、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》（以下简称“136号文”），明确要求“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”。该政策直接叫停了实施多年的新能源强制配储政策，维持多年的政策驱动发展模式发生根本改变。

　　储能企业人士向《中国能源报》记者坦言，短期新型储能面临较大压力。“随着新能源配储政策调整，项目方可能消减储能配套投资。从近期市场数据看，储能项目招标活跃度较去年同期明显下降，而且已招标项目存在较高的搁置风险。”

　　“一季度装机下降，主要原因是项目建设周期规律叠加政策调整带来影响。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬分析，按照项目建设周期，新能源“抢装潮”带来的储能装机更多会体现在第二季度，一季度一般是绝大部分企业全年中装机最少的时段，不是订单交付的主要周期。“其次，‘136号文’出台后，国家层面虽然明确了改革方案，但具体实施细则尚未出台，短期内市场会呈现观望态势，需要重新搭建投资收益测算模型，项目开发速度放缓。”

　　从不同应用场景看，一季度储能装机情况呈现出明显分化态势。其中，电网侧表现突出，独立储能新增装机规模占比52%，较去年同期增长17个百分点，新增装机规模2.63GW/6.48GWh，同比增46%/68%；共有21个独立储能项目投运，其中百兆瓦级以上项目17个。

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　　一季度，国内建成并网单体装机容量最大的电网侧独立储能项目——张家口察北管理区300MW/1.2GWh储能电站项目实现全容量并网；全国单体最大的组串式储能电站——河北衡水春晟新能源200MW/800MWh独立储能电站项目成功并网。随着新能源并网比例提高，系统对调峰、调频、备用等辅助服务的需求呈指数级增长。独立共享储能凭借双向调节特性，成为缓解新能源并网压力的刚需资源。

　　此外，电源侧新增装机规模为1.83GW/4.09GWh，功率规模较去年同期下降31%，占比下降16个百分点，且均为新能源配储项目；用户侧新增装机规模为575MW/1124MWh，功率规模同比下降11%。

　　“用户侧储能监管趋于严格。”岳芬指出，用户侧装机大省浙江已将监管和安全标准升级，多地要求消防整改，并启用项目管理平台，实现全流程闭环管理，由此导致企业的非技术性成本增加，项目批复难度加大。用户侧市场“玩家”众多，且快速涌入市场，加剧市场竞争。用户侧工商储的产品价格一降再降，目前已经有低于0.5元/Wh的产品定价，在峰谷套利单一盈利模式下，盈利空间压缩，投资意愿降低。

　　岳芬指出，一季度的统计数据体现出储能市场对政策的高度敏感性。“136号文”出台后，随着新能源全面进入市场，储能发展将从政策驱动转向市场驱动。随着后续实施细则落地，市场机制将逐渐完善，储能的价值将得到充分体现，盈利模式进一步丰富，经历短期的市场观望期后，未来储能装机容量和市场需求仍会快速增长。“对储能企业而言，通过技术革新、商业模式创新，提升储能产品的质量和服务等核心竞争力，行业内卷情况将进一步改善。”

　　上述储能企业人士表示，一季度新增装机下滑是政策调整、市场过渡的阶段性现象，随着电力市场化改革深化和新型电力系统建设加速，新型储能行业仍将维持高速增长。但行业发展逻辑已从政策驱动下的规模扩张转向市场竞争下的技术突围。未来，具有核心技术壁垒、成本管控能力和全生命周期服务优势的企业将在市场中占据主导地位，行业集中度进一步提升。

　　岳芬判断，今年新型储能新增装机有望超过30GW，整个“十四五”时期，新型储能年复合增速仍将超过100%。进入“十五五”，中国新型储能市场将逐步由政策驱动向市场驱动转型。保守场景下，预计2030年新型储能累计规模将达到236.1GW，2025—2030年复合年均增长率（CAGR）为20.2%；理想场景下，预计2030年新型储能累计规模将达到291.2GW，2025—2030年复合年均增长率（CAGR）为24.5%。

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