工商业储能深度调整：市场化改革下行业告别行政套利时代
电力市场化改革正深刻重塑工商业储能行业的运行逻辑。随着固定价差套利空间收窄，行业增长动能亟需从政策红利驱动转向市场竞争驱动，这一转折对投资决策、运营策略及风险管控能力均提出更高要求。当前，行业正处于盈利模式重构与竞争格局洗牌的关键窗口期。
政策红利消退，工商业储能遭遇市场化阵痛
艾媒网（iiMedia.cn）获悉，中电联近日发布的《2026年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，2026年上半年全国新增投运电化学储能装机规模达到21.64吉瓦/60.22吉瓦时，储能装机继续保持高速增长态势。
然而，在看似繁荣的整体数据背后，结构性分化却相对明显：其中独立储能占比高达64%，而以工商业为主的用户侧储能仅占2.15%，几乎可以忽略不计。曾经被视为新能源赛道“明珠”的工商业储能，如今正经历一场行业调整。
2026年3月1日起，电力中长期交易全面推进市场化改革，正式取消政府统一规定的固定峰平谷时段划分与浮动比例，这一纸文件终结了过去四年工商业储能行业赖以生存的盈利模式。
从各地蜂拥而上的“抢项目”热潮，到如今投资方普遍开始“算细账”的谨慎态度；从2023年起日均150家企业涌入赛道的狂飙突进，到当下相当多纯套利投资方的黯然退场，工商业储能市场的降温速度超业界预期。
数据显示，仅2026年第一季度，工商业储能装机同比下跌约50%，项目投资风控全面趋严，行业整体呈现出典型的“哑铃式”分化格局，一场关于生存与出清的残酷筛选悄然展开。
盈利逻辑重构，项目收益率大面积下滑引发连锁反应
要理解此轮调整的剧烈程度，需要回溯行业的“高光时刻”。
2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，拉大峰谷电价差，为工商业储能释放出价格信号。此后，浙江、广东、江苏等峰谷价差较大的地区密集上马项目，各路资本与企业蜂拥而入，试图在这场政策套利中分一杯羹。仅2023年一年，全国新增工商业储能相关企业超过5万家，平均每天就有150家新注册企业闯入赛道，市场热度一时无两。
彼时发布的《2023中国工商业储能发展白皮书》曾预测，2023年全球工商业储能新增装机达1.5吉瓦，2025年累计装机有望达11.5吉瓦。然而，现实轨迹却与预期背道而驰。新能安储能事业部中国区总裁马金鹏在接受媒体采访时表示，坦率地说，2026年的工商业储能行业正在经历一场系统性降温。
由于电力市场化改革打破了原有的固定价差预期，不少2023年至2024年投运的工商业储能项目面临严峻考验：实际内部收益率比立项时模型测算普遍低1.5-2.5个百分点，部分项目甚至出现经营性现金流为负的窘境。这种收益下滑传导至金融领域，银行等金融机构进一步抬高了放贷评审门槛，单纯投资工商业储能的独立投资商减少，市场流动性收缩。
更值得警惕的是行业内部的“马太效应”：头部约30%的优质项目凭借良好的选址、稳定的负荷和精细的运营维持盈利；中尾部50%的项目现金流为负或勉强维持；剩余20%的项目面临退出或重组的命运，而且这种两极分化趋势在未来一段时间内还可能进一步加剧。
市场出清进行时，业内呼吁回归理性与价值创造
面对行业剧变与资本退潮，多位深耕一线的业内人士发出理性呼吁：不能将阶段性的政策红利误判为永恒的市场常态，更不能忽视中国电力市场化改革的内在方向与趋势。
弘正储能（上海）能源科技有限公司副总经理杨晓光指出，一季度工商业储能装机同比出现明显回落，部分以价差套利为主要模式的投资主体逐步退出市场。这一现象可视为行业在政策调整背景下的正常代谢过程。短期内，部分缺乏系统集成能力、运营经验或客户资源的企业面临较大现金流压力，市场参与主体有所减少，这对行业结构的优化调整具有一定阶段性意义。
回溯过去几年的发展轨迹，行业整体的高速扩张态势曾为该领域的探索奠定了坚实基础。iiMedia Research（艾媒咨询）发布的数据显示，2025年中国新型储能累计装机规模达到144.7GW，同比增长84.80%。国家发展改革委、国家能源局联合印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》提出，到2027年全国新型储能装机规模目标达到1.8亿千瓦以上，同时加快新型储能价格机制建设，鼓励新型储能全面参与电能量市场与辅助服务市场，拓展多元化收益渠道。预计未来两年半内国内大型储能装机规模将实现翻倍增长，国内储能行业正迈入高速发展新阶段。然而，面对前期高速增长积累的市场体量，如何从规模导向转化为质量导向，是当前行业必须直面的核心课题。
马金鹏表示，工商业储能的商业前景与企业自身的战略调整能力密切相关。在行政性分时电价机制逐步退出后，过去依赖固定价差、运行策略相对单一的盈利模式面临挑战。未来行业竞争力的构建，需要在技术经济性改善、运营精细化管理以及风险控制体系建设等方面持续投入，以适应电力市场化环境下的竞争要求。
与此同时，随着虚拟电厂建设加速、需求侧响应机制完善、电力现货市场逐步成熟，工商业储能将有望在调峰调频、备用容量、绿电消纳、辅助服务等多个场景中找到新的收益增长点。这意味着，工商业储能的价值锚点需要从简单的峰谷价差套利，转向为电力系统和终端用户提供综合能源服务的多元化价值创造。
告别野蛮生长，工商业储能迈入高质量发展新阶段
综合来看，当前工商业储能遭遇的困境，并非简单的周期性起伏，而是商业模式本身存在结构性瓶颈的集中爆发。
过去数年，行业收益高度集中于行政分时电价所创造的固定价差，收益来源相对单一。这一模式客观上推动了项目数量的快速增长，但也伴随着项目同质化程度较高、投资决策流程偏于粗放、风险评估体系不够健全等问题。部分资本在缺乏系统技术与运营能力储备的情况下进入市场，随着电力市场化改革的推进，原有盈利基础受到冲击，相关风险逐步显现。
在电力市场化改革持续推进的背景下，行业竞争力的构建需要技术创新与商业模式拓展协同发力。技术层面，电芯材料改进、系统集成方案优化以及智能运维水平的提升，有助于降低度电成本，改善储能系统的循环寿命、转换效率与安全性，从而增强项目的经济可行性。模式层面，容量租赁、需求侧响应、辅助服务、电力现货交易等多元收益渠道的拓展，可为降低对单一价差模式的依赖提供路径，推动综合能源服务体系的逐步形成。
项目层面的精细化选址、用户用电负荷特性的系统分析、动态运行策略的持续优化，以及全生命周期资产管理能力的建设，正在成为影响企业市场竞争力的重要因素。当前，中国新型储能产业正从规模化发展阶段向高质量发展阶段过渡，工商业储能作为连接电力系统与终端用户、支撑新型电力系统灵活运行的关键环节，其发展进程值得持续关注。
经历此轮市场化调整后，工商业储能行业有望逐步告别以规模扩张为主导的发展模式，进入更加注重核心技术积累、运营精细化水平和综合服务能力的新阶段。在此过程中，具备较强技术研发能力、项目运营经验和风险管控体系的企业，可能获得更为稳定的发展空间，行业整体格局也将随之趋于优化。
