一、储能“降速”，引发行业震动

今年一季度，新型储能新增装机出现历史性下滑。根据中关村储能产业技术联盟数据，投运规模仅为5.03GW/11.79GWh，同比下降1.5%和5.5%，自2022年统计以来首次出现负增长。这个转折点，引发了产业链上下游的广泛关注。

究其原因，政策变化是关键因素。2月9日出台的“136号文”取消了新能源项目强制配储要求，打破了此前多年政策驱动的扩张逻辑。在实施细则未明确之前，不少企业选择暂缓决策、观望市场。加之一季度本就是传统淡季，叠加建设周期因素，使得装机数字显著承压。储能企业人士坦言，项目招标活跃度下降，投运项目存在搁置风险，短期内行业面临不小压力。

二、结构分化，电网侧逆势增长

尽管整体市场略显低迷，不同场景却呈现出明显的分化趋势。其中，电网侧独立储能逆势增长，新增装机规模达2.63GW/6.48GWh，占比达52%，同比增长超过60%。张家口、衡水等大型储能项目成功并网，反映出调峰调频等辅助服务需求持续释放，独立储能作为“电力蓄水池”的作用愈发突出。

而电源侧和用户侧则表现逊色，特别是电源侧同比下滑达三成。用户侧受到安全监管加强、消防改造等非技术性成本上升的影响，投资难度和风险显著加大。原有的峰谷套利逻辑也面临收益压缩，在产品价格不断下探的背景下，项目回报率受限，投资意愿自然降低。

三、从政策驱动走向市场内核

下滑只是短期现象，行业中长期仍然乐观。一方面，政策调整意在推动储能回归市场本质，从“配角”变为“主角”。随着电力现货市场、容量电价机制等逐步落地，储能将从提供配套功能向创造独立价值转型；另一方面，储能行业将步入技术和服务竞争的深水区，企业之间的差距不再仅仅是规模，而是系统效率、成本控制、商业模式和全生命周期服务的系统能力。

据预测，今年全年新增储能装机有望突破30GW，整个“十四五”期间行业年复合增速仍有望超过100%。到2030年，在理想场景下，新型储能累计装机有望达到291GW，行业前景依旧广阔。

结语：一季度下滑不意味着“刹车”，而是储能行业驶入一个更高质量、更重技术的新赛道。从“要不要装”到“值不值得装”，从“规模扩张”到“精细运营”，新型储能的下一程，正在重新定义。对真正具备核心技术与商业逻辑的企业而言，机会正在浮现。