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“新能源强制配储”正式宣告落幕。日前，国家发展改革委、国家能源局下发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，明确不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

强制配储政策的终结标志着中国储能行业从政策驱动向市场化驱动的根本性转变。这一政策调整既是对过去“一刀切”模式弊端的纠偏，也为新型储能的可持续发展提供了新机遇。

强制配储政策退出的背景与动因

低效与资源错配问题凸显
强制配储政策实施8年间，尽管推动了新型储能装机规模激增（2024年底达7376万千瓦，是“十三五”末的20倍），但新能源配储的平均利用率仅17%，大量储能设施成为“摆设”，造成资源浪费。部分项目为满足政策要求，采用低价低质设备，导致“劣币驱逐良币”，阻碍技术升级。

经济性矛盾激化
新能源项目强制配储显著增加投资成本，而储能收益机制不完善。例如，2024年新能源配储日均运行时间仅3.74小时，年均利用率指数31%，远低于工商业储能的65%。发电企业普遍面临“配储即亏损”的困境。

政策转向科学性与市场化导向
国家逐步调整新能源消纳考核指标（如部分地区新能源利用率可降至90%），并通过电力市场改革推动储能价值回归。2025年《电力系统调节能力优化专项行动方案》提出优先调度储能、建立容量补偿机制等，为市场化过渡铺路。

解决产业发展乱象

“强配政策是产业快速发展的催化剂，促使资本、技术和市场需求集中爆发，推动了成本的快速下降和技术的显著提升。快速发展的产业也暴露出三大问题：经济性缺失，部分项目为满足政策“凑装机”，实际利用率低；技术“劣币化”，低价低质储能进入市场，拖累行业技术升级；资源错配，部分区域电网对灵活性资源需求低，储能成“摆设”。

叫停强配是解决产业发展过程中的乱象，有助于解决储能设施“建而不用、一建了之”等问题。

政策调整对各侧的影响

发电侧：从被动配储到主动选择

• 短期需求收缩：强制配储取消后，发电侧储能订单锐减，部分企业面临撤单压力，行业加速洗牌。

• 长期转向共享储能：新能源项目更倾向租赁独立储能，以降低成本并参与电力市场交易，共享储能模式或成主流。

电网侧：调节需求驱动投资
新能源波动性加剧电网压力，电网侧储能需求增加。例如，西北、北方等调节资源稀缺区域可能加大储能部署，以提升调峰调频能力。

用户侧：峰谷价差套利推动增长
电价市场化改革下，工商业用户（尤其是高耗能企业）通过储能优化用电成本的需求上升。2024年用户侧储能利用率达65%，经济性优势显著。

新型储能的未来驱动力

市场化机制完善

• 电力现货市场与辅助服务：储能可通过调峰、调频等辅助服务获取收益，如山东、山西等地试点容量补偿机制，日均充放电次数提升至0.75次以上。

• 容量电价政策预期：参考抽水蓄能，新型储能或纳入容量电价体系，为投资提供稳定收益预期。

 技术创新与成本优化

• 技术迭代：钠离子电池（低成本）、液流电池（长寿命）、压缩空气储能（超长时）等技术加速商用，头部企业聚焦高能量密度与安全性研发。

• 智能化升级：5G、AI与区块链技术提升储能系统效率，例如AI算法优化电池寿命预测，区块链实现全生命周期数据追溯。

全球化布局与标准输出
中国储能企业凭借技术和成本优势拓展海外市场，2024年储能电池全球出货占比达92%。未来需推动技术标准互认，强化“一带一路”合作，提升国际竞争力。

行业面临的挑战与应对策略

短期阵痛与整合加速
2024年储能系统企业预计淘汰50%以上，头部企业将占据80%市场份额。中小企业需转型细分市场或寻求合作，避免同质化竞争。

收益模式待突破
当前峰谷价差（0.6~0.8元/度）难以覆盖成本，需通过电力市场规则优化（如扩大辅助服务补偿）和容量租赁机制创新提升收益。

政策衔接与地方执行
地方需细化配套政策，如上海、广西已试点自愿配储和容量补贴，未来需全国统一规则，避免市场割裂。

在新能源全面入市以及全国统一电力市场建设加速的背景下，“新型储能”不是不发展了，而是作为市场主体被纳入更高维度的系统规划，加速“源网荷储”一体化推进。“新能源的价值定位和市场路径已经清晰了，新型储能的价值定位和发展路径也就清晰了。”

强制配储的落幕并非储能的终点，而是行业高质量发展的起点。未来新型储能需立足市场化需求，通过技术创新、收益机制完善与全球化布局，真正实现从“政策依赖”到“价值创造”的跨越。在此过程中，政策制定者需平衡短期阵痛与长期目标，企业则需聚焦核心技术与差异化服务，方能在新一轮产业变革中胜出。