告别野蛮生长，工商业储能进入“细节定胜负”时代
发布日期：2026/8/10
2026年的工商业储能行业正在经历一场系统性降温，这是行业爬坡过程中的必然起伏，还是商业模式本身存在结构性瓶颈？
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，全国新增投运21.64吉瓦/60.22吉瓦时。其中，独立储能占比64%，用户侧储能仅占2.15%。
一边是大储市场订单饱和、持续火热，一边是以工商业为主的用户侧储能短暂爆发后陷入低位徘徊。从“抢项目”到“算细账”，从蜂拥而上到退场观望，工商业储能的降温似乎比预想中来得更快。这究竟是行业爬坡过程中的必然起伏，还是商业模式本身存在结构性瓶颈？工商业储能是否仍是一门好生意？未来突围方向又在何处？
从政策红利到市场化阵痛
“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。”新能安储能事业部中国区总裁马金鹏向《中国能源报》记者表示，工商业储能正处于“行政分时电价”取消后的转型阵痛期。短期内，部分投资商出现现金流挑战，被动退出，这是市场出清的必然过程。
回顾2022至2023年，那是工商业储能的“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》，明确拉大峰谷电价差，为用户侧储能释放强烈的价格信号。此后，浙江、广东等峰谷价差较大的地区密集上马项目，企业蜂拥而入。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家闯入赛道。彼时市场情绪高涨，《2023中国工商业储能发展白皮书》指出，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。
但现实走向了另一条轨迹。今年3月1日起，电力中长期交易全面推进市场化，取消政府统一规定的固定峰平谷时段划分与浮动比例。这彻底改变了过去四年工商业储能行业赖以生存的盈利模式——行政分时电价时代“峰谷价差稳定可预期、运行策略简单、收益确定性强”的红利期宣告终结。
“ 单纯投资工商业储能的独立投资商明显减少。”马金鹏坦言，不少2023年至2024年投运的工商业储能项目，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。金融机构进一步抬高了放贷评审门槛。行业整体呈现“哑铃式”分化：头部约30%的优质项目盈利稳定，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，且这种分化将进一步加剧。
弘正储能（上海）能源科技有限公司副总经理杨晓光同样感受到来自一线的寒意，“一季度工商储装机同比下跌约50%，相当多纯套利投资方退场，项目投资风控趋严。”他进一步指出，不能把行业将政策红利误判为永恒存在，更不能忽视了电力市场化改革的内在方向。直接触发因素是政策，而商业模式高度同质化、收益来源单一、对政策变化韧性差才是行业降温的根本症结。
阶段性阵痛，不改长期信心
如何看待这场降温，决定下一步方向。
“这是电力市场进化过程中的阶段性现象，需要经历‘出清—再出发’的产业周期。”马金鹏强调，回归到底层逻辑——随着电力市场化改革深入，负荷侧能源资产管理远比表前复杂，它涉及电负荷、非电负荷、配电网、分布式能源、灵活性调节资源、需求侧响应、售电业务、电力现货、设备可利用率等众多变量。而储能是这一复杂生态中唯一兼具“电源+负荷”双重属性、可以主动调节、可跨时间平移电量的核心资产。截至今年上半年，风光装机占全国电力总装机的48.3%，发电量占全社会用电量的24.6%，叠加电动汽车、算力负荷等带来的电力需求，系统对调节性资源的需求非常迫切。负荷侧能源资产管理将成为最具价值的业务之一。工商业储能终局形态清晰可见，要从基于负荷预测的被动调节，转向主动响应电网电量及电力调节。
杨晓光指出，当前具备经济性的项目集中在峰谷价差仍可观的浙江、江苏、广东，以及需求响应机制较为完善的山东、安徽等地。从场景来看，高耗能制造、数据中心、充电运营等仍有真实需求。区域间的盈利差距，关键不仅在于价差，更在于能否实现电量价值与容量价值的平衡，前者靠峰谷套利兑现，取决于当地零售侧电价能否有效传导分时价格信号（均价传导vs完整曲线传导）；后者则从需求响应和辅助服务市场变现，要看这些市场是否足够开放。两者共同决定了项目的实际收益空间。
中交城市能源研究设计院有限公司西南分院副院长杨铮指出，未来3至5年国内工商业储能新增装机仍将保持较高增长，但不是所有区域、所有项目都能实现盈利。高耗能稳定负荷园区、算力中心、零碳产业园、用电尖峰压力大的区域景气度高。负荷波动小、价差偏弱地区增量有限。中长期来看，工商业储能是新型电力系统负荷侧最主要的灵活性资源，累计装机量级将迈向几十吉瓦时，属于千亿赛道。
华北电力大学教授郑华判断，工商业储能发展空间依然广阔，随着绿电直连、智能微电网、虚拟电厂等配套机制不断完善，行业投资回报水平有望逐步修复，这一过程大概需要1至2年。
告别单一模式，拥抱多价值叠加
具体怎么干？
马金鹏认为，过去的工商业储能本质上是“制造业思维做金融服务业”——把储能当作独立资产、套利工具，孤立地看待峰谷价差收益，未将其置于“光伏+储能+负荷+售电”的综合能源资产组合中定位，更未纳入电力市场交易的仓位管理体系。“这就像一台台孤立运行的设备去和能源管理公司竞争，输的不是设备性能，而是系统认知和能力。”
按照马金鹏的预计，2026至2028年，工商业储能年新增装机将稳定在6—10吉瓦时区间，行业将从“野蛮生长”进入“精耕细作”阶段。具备经济性、可落地的项目将呈现三个“集中”：区域集中——可能在广东、浙江、江苏、上海等省区的零售侧形成相对市场化的分时价格机制，如“一口价”基础上保留峰平谷上下浮比例，为储能保留相对确定的套利空间；行业集中——在钢铁、化工、有色金属冶炼、电子半导体等高耗能连续生产企业，商业综合体与冷链仓储，算力中心、零碳园区、绿电直连等新型场景，以及受产品碳足迹、ESG驱动的精细化碳核算制造业；模式集中——具备真实可落地能力的项目几乎都依赖“售储联动”模式，通过售电公司的负荷预测、削峰响应、交易策略、风险敞口管理，叠加储能的灵活调节能力，形成“1+1大于2”的多收益闭环。
杨晓光同样强调，未来看好“能力驱动型”工商业储能。破局依靠三件事：场景多元化——推进存量光伏配储、光储直流耦合、储充协同、台区储能、移动式储能等组合，本质上是对冲单一场景风险；AI动态策略——基于负荷、电价、光伏出力预测实现价值寻优，从被动执行转向主动决策；VPP聚合——用户侧储能聚合参与网侧市场，实现容量价值与电量价值双重变现。
郑华进一步表示，一个成熟可持续市场取决于成本控制与收益多元化两大要素。仅依靠峰谷价差、电能量现货市场获取收益的模式较为单薄，未来行业出路在于面向用户端整合综合能源服务，挖掘降碳、节能等多元价值。
来源：中国能源报 作者：卢奇秀
