2024年5月，国家发改委《电力市场运行基本规则》（2024年第20号令）的发布与近期136号文的落地，彻底改写了储能行业的生存逻辑。当强制配储政策退出历史舞台，储能被迫直面电力市场化的浪潮。在这场变革中，一个核心问题浮出水面：在被称为“世界上最复杂的市场”的电力交易体系中，储能如何找准定位、捕捉价值？这既是行业转型的阵痛，更是重构商业模式的机遇。
新型电力系统与电力市场对储能的需求
我国电力现货市场正在加速建设。伴随政策落地，山西、广东等五省转入正式运行，2026年底全国绝大多数市场将完成市场化过渡。在“电能量-辅助服务-容量”三级交易框架下，市场定价机制正逐步取代行政指令，成为调节供需的核心杠杆。这一过程中，储能作为灵活性资源的关键载体，其价值实现路径被推向新的维度。
在这样的背景下，为电力系统提供调节服务的储能，作为灵活性资源之一，也将在电力现货市场的环境中获得盈利机会。
总体而言，未来我国不同省区的供需平衡特性差异较大，送端省区和受端省区存在明显不同。
以集中式新能源为主的送端省份（如西北地区），受限于本地电价承受力，电源侧配储和独立储能成为刚需；而分布式光伏密集的受端省份（如华东地区），配网侧独立储能和用户侧储能的潜力更为突出。
同时，随着各省区波动性电源装机占比的快速提升，各省区对于灵活性调节资源在不同时间尺度上的需求也将呈现出明显的差异化和不匹配性：一方面需要更大时间尺度的系统平衡能力，如季节性、跨年度等更长时间周期的调节需求；另一方面需要更小时间尺度的系统调节能力，如分钟级、秒级、毫秒级等更小时间周期的调节需求。
但是现有的新型储能在时间尺度上，仅能匹配多日以内的调节需求，尚未出现能够覆盖新型电力系统在更长时间尺度上的需求的储能技术。于是，根据不同时间尺度的调节需求，储能的应用在技术选型上，也将分为不同类型：
短时高频：飞轮、高倍率锂离子电池、超容正呈现出一定的经济性；
多日内低频：锂离子（低于6h）呈现出一家独大的局势，钠离子电池短时内难以大规模替代；全钒液流电池储能和压缩空气储能正呈现一定的成本效益；储热蓄冷正快速发力；
长时低频：传统电源是最好的长时储能；虚拟电厂和氢能未来具备潜力。
电力市场中，储能价值的实现途径
我国的电力市场化改革已经进入深水区。
在这其中，新型主体引起的新模式、新业态将会涌现，通过参与市场化交易获取收益已经成为必然趋势。无论是新能源还是储能，都将由原来固定资产投资的模式转变成运营模型。
对于储能来说，需结合不同的应用场景，综合考虑具体角色以及可以实现的价值：
在电源侧，需要区分新能源配储、常规电源配储还是沙戈荒基地或外送配套电源配储，依托的卖方主体不同，源侧配储将体现出不同的价值定位；
在电网侧，需要区分电源汇集站独立储能、高压输电网独立储能，还是配网独立储能，从属性而言，电网侧都是独立储能，但目前已出台的独立储能政策尚未覆盖配网中的独立储能；
在用户侧，需要区分单一类型用户或园区，还是虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等聚合类主体。
新形势下储能的机遇与挑战
对于136号引领的新能源全面入市后储能的机遇，主要可考虑三个方面：
一是新型储能和新能源价值转型的机遇。这个机遇存在于各个省份不同的应用场景里，需要从业者耐心分析市场，做好细分市场才能迎来盈利空间。
二是电力现货市场转入正式运行的区域带来的机遇。政策层面的变动风险是新能源及储能经营面临的最大风险，而在政策相对确定或即将确定的区域，该类风险可以做大程度的规避。
三是人工智能。尽管其尚不能解决所有问题，存在着不适用的领域，但人工智能在解决电力市场运营的风险上，已经具有了一定的应用价值。
136号文带来的不仅是压力，更是行业洗牌的契机。新能源装机超速增长（2025年预计新增超2亿千瓦）与电力市场建设的时间窗口，为储能创造了多重机遇：
价值转型红利：在政策确定性较强的省份（如已转入正式现货运行的区域），储能可规避政策波动风险，专注市场套利；
技术迭代空间：短时高频调节需求的爆发，推动飞轮、混合储能系统等技术商业化提速；
模式创新试验田：容量租赁、共享储能、云储能等新模式在市场化环境中加速验证。
为此，源侧、网侧、负荷侧各场景下储能的应用形态、应用价值，可参与的电力交易类型，以及运行模式各不相同，充分理解电力系统，从系统需求的角度去分析储能的应用与价值实现，是每个储能从业者需要认真考虑的问题。
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