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近年来，在全球能源绿色转型的浪潮下，新能源发展呈现空前迅猛之势。储能行业也迈入了发展的“黄金时期”，中国成为全球储能发展的重要引领者，而金风零碳作为行业的关键参与者，正凭借其独特的“三电服务”在这片新蓝海中破浪前行。
政策驱动，储能行业蓬勃兴起
2017年，国家能源局发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确指出促进储能技术和产业发展，储能行业正式进入快速发展阶段；2020年9月，“双碳”目标的提出，彻底点燃了国内新能源产业的扩张情绪，储能行业也随之呈现出一路上扬的蓬勃势头。
政策推动下，中国储能行业迎来了装机规模的爆发式增长。根据国家能源局发布数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机31.39GW/66.87GWh，2023年新增装机22.60GW/48.70GWh，较2022年底增长超过260%。
尽管没有在时间上没有实现“领跑”，但从投运规模、研发创新、产品技术和产业成熟度等多个方面来看，中国储能产业已经走在世界前列。金风零碳等市场主要参与者凭借前瞻性的研判，为行业发展作出了关键贡献。
国内储能市场的繁荣，与“新能源配储”紧密相关。2025年1月6日，国家发改委与国家能源局联合发布《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》，明确提出要提高新型储能的调用水平，减少弃风弃光现象。具体措施包括建设和改造升级新型储能电站，确保其接受统一调度管理；推动新能源项目配套储能设施改造并纳入统一调度；优化峰谷分时电价政策，提升峰谷差价经济激励水平；建立市场化容量补偿机制，给予新型储能设施等合理容量补偿。
配角变“主角”：储能行业的蜕变之路
2021年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中明确提出：“鼓励可再生能源发电企业与储能项目签订消纳能力协议。
随后，多个省份陆续出台新能源配储政策，并将配建储能作为风光项目并网的前置条件，各地区储能配比要求普遍达到10%——20%左右。
一方面，配储政策确实起到了鼓励储能发展、引导储能项目建设的作用；而另一方面，随着储能逐渐被纳入新能源电站建设的前提条件，配建储能在某些地区已转变为一种默认要求，甚至在一定程度上呈现出强制配储的趋势。
虽然该政策有利于储能产业规模化发展，但强制配储的要求也加大了投建电站的成本和复杂性。
随着储能产业规模化发展，强制配储模式也开始暴露出一系列的问题。
其中最直观的一点就是调用率低，造成资产浪费。为了获得新能源发电建设指标，投资方只能增加初期建设成本用来建设配储项目，这就导致其将价格看作唯一标准，配储产品质量难以达到调用标准，最终导致配储项目利用率极低。
根据中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，2022年新能源配储项目平均利用系数仅达6.1%，大部分配储项目未能得到充分应用，导致设备闲置，许多储能系统形同摆设。这种“配而不用”的现象不仅浪费了投资，也制约了行业的长远发展。
金风零碳继承金风科技二十余年新能源行业经验，多次在公开场合表示，系统调节能力的资源是新型电力系统未来安全可靠发展的关键点，储能的关键价值在于真正在电力系统中发挥调节作用。2023年7月，金风零碳正式发布“三电服务”理念，即未来在安全高效储能系统的基础上，储能市场比拼的是“电力交易服务、电网辅助服务、电站运维服务”。
随着风、光等新能源并网比例逐年攀升，新能源发电渗透率不断提升。据国家能源局数据显示，2024年全国风光发电装机达12.06亿千瓦，同比增加20%，电网的调峰、调频压力日益加剧。
一方面，早期的强制配储项目主要集中于价格竞争，在应对新能源高比例接入带来的调节挑战时，稳定性和可靠性难以信任。这也导致其难以在保障电网安全和高效运行方面发挥有效作用。
另一方面，面对风光发电并网步伐不断加快的情况，要保障电能供给质量以及电力系统的安全稳定运行，储能技术已成为不可或缺的关键因素。
从电源侧到用户侧，从新能源配储到独立储能，储能的应用场景正在变得更加多元化。尤其是电网侧对于储能调节的灵活性、可调性也提出了更高的要求。
政策也随之调整方向，国家能源局在2024年出台《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，明确鼓励储能参与辅助服务市场和现货电力交易，这也标志着储能已经开始从“配”迈向“用”的新阶段。
从2024年开始，多个地区更是开始将独立储能作为独立主体纳入电力交易市场。如山东、内蒙古、新疆、冀北等多地电网都对独立储能的市场地位进行明确，使其开始参与电力市场的相关的辅助服务以及现货交易。在现货电力市场中，储能企业通过低谷充电、高峰放电参与电力交易，以峰谷价差获取收益。这种方式不仅提高了储能系统的利用率，还激发了企业的自主创新能力。
此外，储能技术的成本逐步下降，经济性的提升让储能开始具备更多实际应用的可能性。
政策开始淡化“强制配储”的色彩，强调市场化运作，共享储能模式和独立储能逐渐崭露头角，并开始担任链接电源侧、电网侧以及用户侧三方的重要调节角色。
根据电网企业统计数据，国家电网公司经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数达 390小时、等效充放电次数约93次、较2023年上半年分别提高约100%、86%。
在此局面下，储能的市场化需求逐步凸显，储能行业正逐步从“政策红利”转向“经济价值”的实现阶段。
储能不再仅仅是新能源电站的附加配套，而是成为调节电网、提升可再生能源消纳能力的重要组成部分。随着电力市场逐步开放，储能技术的应用场景也在不断拓展，从单纯的“储能配建”到作为市场主体参与电力交易、调峰调频等多项服务，储能产业迎来了新的发展机遇。
从最初为新能源项目“配储”，到如今被广泛“应用”，储能行业正在经历一次全面而深刻的蜕变。这一转变不仅见证了政策驱动到市场化需求的逐步接棒，也体现了储能在能源体系中的角色由“配角”向“主角”的转变。
在这一背景下，储能行业的发展不再仅仅依赖于装机量的扩展，更加注重技术的可靠性、市场化运营模式以及全生命周期的经济性。从单纯的直流侧竞争转向直流、交流侧的全面竞争，考验着电化学、电力电子、信息管理、电力等多个细分交叉学科，以及企业自研能力、技术沉淀和综合服务能力，这对于金风零碳这类新能源背景企业而言，恰似“主场作战”。
拐点抢跑：金风零碳E-Saas模式的创新实践
“三电服务”提出一年多以来，金风零碳凭借创新实践在行业头部企业中占据一席之地，成为“配储”到“用储”市场需求转换过程中的重要推动力量。
截至2024年年底，金风零碳已累计交付储能系统近10GWh，单体最大容量800MWh，坚守“储能即服务”理念。在储能的规模化发展过程中，金风零碳做好电芯的选型评价和应用，坚持高质量标准的生产制造，坚持3S核心控制系统的自主化，保障设备长期可靠运行，为后续的电力交易服务、电网辅助服务和电站运维服务提供全方位技术支持。
在电力现货市场中，金风零碳自主研发的电力交易辅助决策平台发挥关键作用。该平台能够精准分析市场数据，基于大数据和AI技术，实时监测电力市场的电价波动和电网负荷情况，精准预测未来价格机会，并通过AI模型快速形成兼顾收益与风险的交易策略。
该平台支持全电量入市、部分电量入市、独立新能源、独立储能（共享）、新能源配储等多场景多主体的应用，能根据需求定制各类统计报表，大幅提升储能电站的度电收益。其在山东共享储能项目2023年电能量保底收益超过5000万元，容量补偿收益约为4500万元。
面对电网日益提升的挑战，金风零碳创新性地提出并应用构网型储能技术，以“稳定、可靠运行，精准、快速补偿”为理念，凭借第二代构网技术平台，“全域宽频自适应构网技术”和全栈蜂控技术可实现智能整站构网能力。该技术通过了极弱电网下稳定运行仿真实验，单机构网技术通过中国电科院12个构网大工况，共150多项小工况的测试。
目前，金风零碳已交付西藏那曲、内蒙古通辽和新疆达坂城等极端环境下构网项目，充分验证了其构网型储能技术在高海拔、低温、风沙等极端条件下的应用。截至2024年底，金风零碳构网型储能项目已累计交付380MWh。
西藏那曲构网项目
内蒙古通辽构网项目
新疆达坂城构网项目
储能电站的长期稳定运行至关重要。基于金风科技EAM管理系统，金风零碳已实现电站运维服务覆盖储能电站全生命周期，从设备安装、系统调试，到日常巡检、故障处理，再到系统升级、退役回收，每一个环节都进行了精细化管理。
金风零碳通过自主研发的智能运维平台，实现对储能电站的实时监控和远程管理。平台能实时跟踪电池的充放电状态、电站的运行状态，及时发现潜在故障，并通过数据分析优化运维策略，提高电站的可用性和经济效益。
在实际应用中，金风零碳的运维服务助力多个储能项目提高了系统可靠性。其全国十大区域服务公司及三级备件资源，确保储能常用备件24小时到货，助力储能系统可用率提升至99.9%。
短期来看，价格和制造能力仍然是储能市场的重要因素，但从长期来看，技术性能、全生命周期经济性和综合服务将成为关键考量。
未来，电力市场的现货交易将成为储能系统的主要收益来源。储能市场不再依赖“配储”模式，而是通过市场化调度和现货交易获取回报。
随着政策补偿向市场化定价的过渡，储能系统的定制化需求将日益增长。金风零碳等行业领先者已着手根据电网实际需求，设计并配置储能系统，提供电能质量、电网稳定性和成本控制等多重服务，持续引领储能行业在“用储”之路上稳步前行。
