“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。

　　新型储能被视为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段，也是拉动经济增长的重要抓手。近年来，近30个省(区、市)出台新能源强制储能政策，拉动装机大涨的同时，发电侧大倒成本苦水：一配了之、以次充好、配而不用。新能源强配储能的合理性备受质疑。

　　随着新政出台，维持多年的政策驱动的发展模式难以为继，储能市场也出现新迷茫：新能源“主动”配建储能的需求如何?叫停政策将对发电侧、电网侧、用户侧分别产生哪些影响?作为战略性新兴产业，未来新型储能的发展驱动力又将何在?《中国能源报》记者就此进行采访，旨在为产业厘清发展思路。

　　看似突然，实则早有伏笔

　　回顾“新能源强制配储”政策，实际上有一条清晰的脉络走向。

　　源起是缓解弃风弃光。随着我国新能源产业步入规模化发展，电网建设和消纳机制相对滞后，“弃风弃光”开始出现，并在2016年前后出现高峰。新能源发展的主要问题也逐步转为系统消纳矛盾。

　　“弃风弃光”问题不解决，新能源就“长不大”。随后，国家发展改革委、国家能源局印发《清洁能源消纳行动计划(2018—2020年)》，首次提出弃光率控制在5%左右的概念。95%长期以来成为新能源利用率考核的“隐形大山”。

　　把多余的电先储存起来，需要时再释放出来——储能被视为新能源发展的关键支撑技术。从2020年开始，国家层面出台多项政策意见，明确鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、储能等电源配置。各省(区、市)政府、电网在执行过程中，进一步对储能配置规模、时长等因素提出明确要求，随着新能源规模越来越大，为应对其随机性、波动性、间歇性特点给电网安全运行和电力可靠供应带来巨大挑战，多地“一刀切”将配建储能作为新能源建设的前置条件，乃至不断加大储能发展力度，上调新型储能装机目标。

　　随着分布式光伏成为市场新增装机主力，为缓解容量不足问题，强配政策由电源侧进一步扩展到工商业、户用侧，要求配置装机容量8%—30%之间的储能。2023年，河南、广东、山东、云南等地甚至出台不配、未按时投运储能的不予调度、增加退出比例、停运并网发电容量等惩罚措施。

　　自此，“新能源强制配储”政策由最初的鼓励引导到并网标配，进一步升级到不配惩罚，储能时长、配储比例也逐步走高，并在“源网荷”侧全面落地，持续多年的强配政策到达顶峰。

　　“新能源强制配储”可以说在争议中推行，其矛盾早已引起有关部门注意。2023年4月，国家能源局综合司发布《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见(征求意见稿)》，提出科学安排储能建设，按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置。

　　“科学”“按需”——适时为产业发展明确导向。2024年5月，国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》提出，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。一定程度上降低考核压力，为解绑新能源强制配储释放政策空间。随后，部分地区迅速调整政策，比如，2024年8月上海首轮海上光伏项目竞争配置，鼓励投资主体按需配置储能;同年12月，广西推进分散式风电开发建设，提出分散式风电项目遵照自愿原则配置储能。

　　华北电力大学教授郑华向《中国能源报》记者指出，“新能源强制配储”长期以来饱受质疑，尤其在储能和新能源深陷价格竞争的当前，既没有给新能源提质增效，也没有建立起新型储能长效机制，取消实属必要。看似突然，实则早有苗头，符合良性发展预期。

　　波动难免，市场观望情绪浓厚

　　在强配政策的高预期下，近年来新型储能产业实现迅猛发展。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍。

　　理性看待储能市场火热的背后，不乏一哄而上、盲目跟风。“对于新能源消纳体量而言，新型储能的体量是杯水车薪，更多的是作为地方经济发展的抓手，但长久下去会拖垮新能源产业，造成大量重复投资和建设。”郑华坦言，近年来，大量跨界企业涌入储能领域，低端产能大批闲置积压，市场低价竞争严重。发电企业为应付并网要求，以次充好、滥竽充数、劣币驱逐良币现象层出不穷。

　　“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。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业研究中心副主任冯思遥向《中国能源报》记者坦言，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。与此同时，市场难免滋生一些新的不确定性。“新政将加速行业深度洗牌，头部企业凭借技术、成本、渠道优势占据有利地位，近两年将有半数以上储能企业淘汰出局。”天合储能高级市场经理王慈进一步分析，叫停强配政策对“源网荷”侧将带来不同影响，整体来看，随着新能源全面入市，电价波动加大，用户侧尤其是高耗能企业因峰谷价差和需求管理，将增加配储能需求。电网侧为了应对新能源波动，也将加大储能投资。

　　“对于各大企业投资决策来说，经济性评价是一项重要指标。新政叫停了强配，但各地具体怎么实施尚未明确，各地情况也不尽相同，企业观望态势明显，有待重建新的决策模型。”业内人士判断，新能源全面入市，电价在中长期市场和现货市场或出现下降，压缩储能项目峰谷价差套利的价差，对精细化运营提出更高要求。储能配建在电源侧长期以来利润较低，不符合产业投资初衷，新能源项目会更青睐于租赁的共享/独立储能，既可以降低成本，也便于集中参与电力市场交易，进而套利。

　　冯思遥则判断，对于发电侧来说，叫停强配可能导致新能源项目减少或推迟储能投资。市场仍然吸引具备投资能力和有需求的用户侧部署储能，尤其是电价波动较大的地区或对电力供应稳定性要求较高的场景。

　　坚定信心，开启市场化征程

　　从“要我配”到“我要配”，是新型储能发展逻辑的根本扭转。

　　作为支撑新能源发展的关键技术，储能具有调峰、调频、备用电源等多重作用，目前市场对于其价值的认知和应用还不够充分。冯思遥指出，在新能源全面参与电力市场交易的背景下，新型储能将迎来两大重要机遇：一是电力现货市场的开启为储能提供了灵活的盈利模式，储能可以作为电力市场中的重要参与者，承担起调峰、电量交易、辅助服务等多重角色，特别是在电力现货市场中，储能的灵活性和响应速度使其能够在快速变化的市场中占据优势;二是随着新能源发电占比不断提高，储能将成为电力系统中不可或缺的“稳定器”，提供必要的电网调节能力。

　　储能要发挥价值，关键是成为要用、能用、好用的系统。新能源全面入市鼓励各地“量体裁衣”，产业发展速度、规模的决定权更多赋予了地方。“一招鲜吃遍天”的时代已经过去，基于各地能源资源禀赋不同、电网需求各异，电价波动加剧，不仅要求储能服务商有“硬技术”，更要具备精准施策的“软实力”，企业有必要重新审视自身的运营模式和市场策略。

　　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。”郑华指出，新型储能是因新能源而生的，是因现货市场而盈利的。因此，新型储能最终要回归到本质需求上，满足源网荷侧不同场景或细分市场的需求，提供兼顾技术和成本的产品。“企业要深入研究电力市场体系和机制，弄清楚市场真正的需求，不能依靠想象去做产品。”

　　低价抢市场的路子明显行不通了，储能行业将从“价格竞争”转向“价值创造”。“今年储能产业将进入‘市场+技术’双轮驱动新阶段，发展逻辑将重新构建。”冯思瑶指出，储能行业的未来一方面是技术的竞争，企业要持续加大研发投入，推动新型电池技术(如钠电池、固态电池等)的突破;另一方面是运营策略和服务的竞争，要与发电公司、电力运营商、AI技术公司协同合作，加强能源管理系统(EMS)和智能化算法的研发，提升储能系统整体效益和智能化水平。

　　值得注意的是，新能源全面入市和电力市场建设是一个逐步推进的过程，储能价格制度和补偿机制尚不完善，收益来源单一，难以支撑电站回收成本的情况客观存在。业内呼吁，新型储能产业发展还需政策护航，“扶上马再送一程”。据悉，相关部门正在研究新型储能扶持政策，或参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业稳定合理的预期。