2025年2月，136号文正式叫停实施了近8年的新能源强制配储政策。此前，全国超20个省份要求新建风电、光伏项目按10%-30%比例配建储能。但数据显示，强制配储设备年均利用功率仅31%，大量闲置，且令项目投资额增加20%以上。政策的初衷是保障新能源并网消纳，但实际造成了「建而不用」的低效和成本转嫁。取消配储后，储能市场需求从「政策任务」变成「经济账」，行业准入门槛反而升高——不会算收益、没有多元化收入模式的企业，在市场化竞争中将直接暴露在风险中。

当峰谷价差收窄至低于0.7元/kWh时，纯套利项目基本无利可图。行业正在形成一个新共识：售储联动才是工商业储能的长期解法。传统模式下，储能仅作为「被动执行者」按固定时间充放；售储联动则把储能整合进售电公司的虚拟电厂中，在电力现货市场、辅助服务市场和需量管理之间动态切换。这意味着储能电站需要从「硬件资产」升级为「能源交易资产」，运营团队要同时懂电价预测、偏差控制和风险对冲。这也是为什么资金和技术门槛越来越高——售储联动本质上是一场电力市场交易能力的较量。

当下能看清的两件事：第一，头部企业已拿走大部分增长。2026年上半年，宁德时代储能电池收入532.6亿元同比增87.5%，产能利用率达94.86%；中车株洲所凭借央企背景和极致低价策略，2024年国内出货量第一但净利率仅2.5%——「薄利多销」能否持续要看现金流。第二，2026年《可再生能源发展「十五五」规划》提出的「置信出力8%」指标，对源侧储能提出了功率和容量的分层要求，不再是一刀切的配储比例，而是要算清楚「这块储能到底能贡献多少可靠电力」。洗牌的终点不是行业消失，而是储能从「必配」转向「精配」，胜出的玩家一定是兼具资金耐力、系统集成能力和电力交易运营能力的企业。

行业招标量同比增88%，却有企业欠薪破产——这种「冰火两重天」能持续多久？当下真正值得追问的不是「谁先倒下」，而是「活下来的企业靠什么构筑现金流护城河」。从数据看，头部企业的订单集中度在加速提升，但「收慢付快」的垫资模式是行业通病，连龙头也可能被项目回款周期拖垮。未来两到三年，检验储能企业健康度的核心指标或许不是出货量，而是应收账款周转天数和在手现金。有资源的大型企业效仿中车株洲所的低价策略抢单，是否会让整个行业的利润空间收窄到不可持续？