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争议多年的(de)“强制配储”正式被叫停。近日，国家(jia)发展改革委、国家(jia)能源(yuan)局联(lian)合发布《关于深(shen)化新能源(yuan)上网电价市场化改革 促进新能源(yuan)高质量发展的(de)通知》（以下简(jian)称《通知》）提出，不得向新能源(yuan)不合理分摊(tan)费用，不得将配置储能作(zuo)为新建(jian)新能源(yuan)项(xiang)目核准、并网、上网等的(de)前置条件。
一石激起千层浪。这被外界解读为储能行业将告别“强制配储”时代，新型储能企业将开启新一轮淘汰赛。回顾过(guo)去，2017年青(qing)海省发改委印发《2017年度(du)风电开发建(jian)设方案(an)》，要求列入规划年度(du)开发的(de)风电项(xiang)目按照规模(mo)的(de)10%配套建(jian)设储电装置，拉开“强制配储”时代的(de)序(xu)幕，几年间，20多个省份跟进“配储”政策，推动储能市场迅速扩张。
截至2024年底(di)，我国新型储能装机达(da)到7376万千瓦，是国家(jia)能源(yuan)局预期的(de)“2025年装机目标”的(de)两倍多。一面大幅增高风电光伏电站投资成本给电站业主带来“压力”，而另一面出现“建(jian)而不用、一建(jian)了之”等现象，“强制配储”的(de)必要性(xing)遭到质疑。
而过(guo)去一年，全国已有19个与储能相关的(de)建(jian)设项(xiang)目或终止(zhi)或延期，业内对(dui)叫停“强制配储”已有预期。政策调整(zheng)之后将引发哪些连锁反应？新型储能未来在电力市场将扮演何种“角色”？带着这些疑问，《每日经济新闻》记者（以下简(jian)称“NBD”）专访了中国化学与物理电源(yuan)行业协会储能应用分会秘书长刘(liu)勇。
在他看来，新的(de)政策是推动从“强制配储”到“按需配置”转变，加快提升新型储能项(xiang)目利用率和多元化收益模(mo)式。各地(di)政府也要转变思路，未来的(de)招商引资一定要结合资源(yuan)禀赋和当地(di)龙头产业的(de)聚集效应，打造不同区域(yu)有典型特色的(de)新型储能产业集群。
中国化学与物理电源(yuan)行业协会储能应用分会秘书长刘(liu)勇 图片来源(yuan)：受访者提供
谈政策转向：有利于建(jian)设全国电力统一大市场
NBD：您认为当前“配储”政策为何会发生如此大的(de)转向？对(dui)储能市场发展会有怎样(yang)的(de)影响？
刘(liu)勇：这一政策长期来看，新型储能参与电力市场化发展是必然趋势，有助于解决储能设施“建(jian)而不用”、利用率低(di)等问题(ti)，充分发挥储能在新型电力系统中的(de)服务价值。新能源(yuan)以及新型储能近几年增长速度(du)很快，创新能力比较强，成本也在快速下降(jiang)，正在从之前的(de)激励性(xing)政策驱(qu)动，逐步向市场化的(de)方向迈进，符合未来电力统一大市场的(de)发展趋势。
不只储能，实际上很多产业都是这样(yang)，前期国家(jia)政策给予激励和支持，慢慢地(di)再过(guo)渡到市场化。当新能源(yuan)大规模(mo)进入电力市场以后，火电的(de)灵(ling)活性(xing)改造、抽水(shui)蓄能，以及新型储能作(zuo)为灵(ling)活性(xing)的(de)调节资源(yuan)也要进入电力大市场，去发挥自身的(de)服务功能，更好实现相对(dui)应价值回报。
目前，新型储能的(de)成本虽然大幅下降(jiang)，但是距离真正的(de)市场化商业应用还有一定距离，还需要一些过(guo)渡性(xing)的(de)扶持政策。短期来看，由于入市后新能源(yuan)项(xiang)目投资成本回收不确定性(xing)增加，新能源(yuan)项(xiang)目配储动力下降(jiang)，部分项(xiang)目业主和金(jin)融机构也在持观望(wang)态度(du)。
在国内市场方面，储能企业在2024年下半年对(dui)2025年招标项(xiang)目部署的(de)产能和库存产品或将不能按计划生产和出货，对(dui)生产企业前期购(gou)买的(de)原材料、产能规划、产品交付、人员配置与薪资以及年度(du)生产经营(ying)计划都将带来一定影响。但在国际市场方面，由于担心受美国关税壁(bi)垒政策影响，海外项(xiang)目业主和代理商开始提前布局，加速对(dui)中国储能产品的(de)囤货需求，去年四季度(du)以来，国内海外市场出货量增长明显。
NBD：据统计，自2024年3月至2025年1月共有19个与储能相关的(de)建(jian)设项(xiang)目终止(zhi)或者延期，投资合计278.29亿元。您如何看待这一现象？储能行业接下来是否会掀起新一轮“淘汰赛”？
刘(liu)勇：应该(gai)说，产能过(guo)剩是阶段性(xing)同质化竞争的(de)一个结果。从电芯来看，从280Ah到314Ah，再到各大主要电池企业纷纷发布600Ah以上的(de)新品，储能电芯容量越做(zuo)越大。
未来需增强产品创新力和可控(kong)能力，推动高安全、大容量、长寿命、智能控(kong)制、智能运维以及系统集成全寿命周期的(de)数(shu)智化管理，建(jian)立产品碳足迹管理体系，监控(kong)和优化储能装置性(xing)能，进一步推动新型储能多元化技术、混(hun)合储能技术与长时储能技术的(de)研究与应用。
2025年是新型储能由商业化初期向规模(mo)化发展的(de)关键时期。未来储能产业将充分必围绕安全经济、绿色低(di)碳、数(shu)智化、数(shu)字化能源(yuan)交易平台等方面开展等新一轮竞争，拥有“数(shu)字化产品创新力与技术迭代能力、较高品牌知名度(du)和渠道资源(yuan)、产能优化布局与产品交付执行力、全球化运维与资本实力”的(de)领先企业将更具竞争优势和市场优势，必将对(dui)未来产业格局与高质量发展产生深(shen)远影响。
谈“配储”方案(an)：需因地(di)制宜划定规模(mo)和空(kong)间
NBD：2017年以来，超过(guo)20个省市制定“强制配储”相关政策，推动储能市场爆发，而今告别“强制配储”，对(dui)各地(di)布局可能带来哪些影响？
刘(liu)勇：截至2024年底(di)，我国新型储能装机达(da)到7376万千瓦，远超“十(shi)四五(wu)”规划的(de)目标。这种迅猛发展的(de)态势是与新能源(yuan)发展紧密联(lian)系的(de)，我国原计划2030年完成12亿千瓦的(de)新能源(yuan)装机，而到2024年底(di)就已经完成13.5亿千瓦，装机增长速度(du)极快。
如此大体量的(de)新能源(yuan)装机量进入电力市场，则需要更多的(de)灵(ling)活性(xing)调节资源(yuan)作(zuo)为支撑。在《通知》发布之前，西北地(di)区新能源(yuan)消纳要保(bao)障在90%以上，中东(dong)部地(di)区则更高，要达(da)到95%以上，要完成如此新能源(yuan)电力消纳能力，则需要配储，否则难以解决其波动性(xing)问题(ti)。
举个例子，光伏基本是中午发电量最高，而晚上就基本上没有，所以就会对(dui)电网的(de)安全稳定运行和促进消纳带来较大的(de)影响。
这个时候新型储能就发挥了关键作(zuo)用。《通知》中提到，“不得将配置储能作(zuo)为新建(jian)新能源(yuan)项(xiang)目核准、并网、上网等的(de)前置条件”，就是说储能要根据新能源(yuan)项(xiang)目建(jian)设情况来决定如何配、怎么配、配多少，我国各省份新能源(yuan)资源(yuan)禀赋和电力需求差异显著(zhu)，储能产业和应用市场的(de)发展处(chu)于不同阶段，需要结合电源(yuan)规划、电网架构以及用电负荷特性(xing)等积极引导和规范新型储能产业和项(xiang)目的(de)合理布局。
NBD：但无论如何，新型储能都是新型电力系统不可或缺的(de)构成要素。
刘(liu)勇：这是肯定的(de)。目前我们投运的(de)灵(ling)活性(xing)调节资源(yuan)中，火电基本是6亿千瓦时左右的(de)调节资源(yuan)，抽水(shui)蓄能大概(gai)是5500万千瓦时，新型储能在7300万千瓦时左右，新型储能加上抽水(shui)蓄能大概(gai)有1.2亿千瓦时。
随着新型储能装机规模(mo)不断(duan)扩大，它调用的(de)能力和水(shui)平不断(duan)提升，作(zuo)用还将进一步凸显。尤其是和建(jian)设周期在5年~8年的(de)抽水(shui)蓄能相比，新型储能建(jian)设周期较短、选(xuan)址灵(ling)活，并且调节能力、保(bao)供能力都更有优势。比如，去年在山东(dong)、重庆、江苏，部分储能项(xiang)目在冬季、夏季的(de)保(bao)供作(zuo)用就已经显示出来，这有助于促进新能源(yuan)消纳，保(bao)障新型电力系统的(de)安全稳定运行。
多元化新型储能技术路线的(de)在功率、时长、响应速度(du)等特性(xing)方面各不相同，要结合不同细分应用场景(jing)需求以及不同工况条件，进一步推动储能系统技术创新发展和迭代升级（包括安全、经济、绿色、回收等）。同时，深(shen)入融合储能技术与新能源(yuan)项(xiang)目协同发展，不断(duan)提升项(xiang)目利用率，从而更有力地(di)支撑新型电力系统发展。
谈行业趋势：经济性(xing)仍面临几大制约
NBD；您认为储能市场目前出现了哪些新的(de)发展趋势？面临哪些新的(de)挑战？
刘(liu)勇：从开发项(xiang)目来看，储能电站正逐步向集中式、大型化、长时化的(de)方向发展。这是目前比较典型的(de)现象，国内外都是这样(yang)。不过(guo)，这里面一定要强调因地(di)制宜。比如，西北地(di)区的(de)应用情况和中东(dong)部的(de)应用情况是不一样(yang)的(de)，它的(de)消纳能力不同，用电负荷的(de)特性(xing)不一样(yang)，电源(yuan)结构、电网架构也不一样(yang)，要加强科学引导，才能充分发挥储能的(de)服务价值。
我们希望(wang)通过(guo)从“强制配储”走向“按需配储”，解决部署项(xiang)目“建(jian)而不用、一建(jian)了之”的(de)乱(luan)象，切实提升新型储能的(de)市场利用率。从储能系统生产、产品质量、运输与安装、调试与并网、运行与维护、应急消防、技术应用标准等环节，对(dui)储能项(xiang)目建(jian)设和运行过(guo)程中的(de)调用情况、安全保(bao)障等加强监管，逐步构建(jian)和完善储能项(xiang)目全生命周期管理体系，强化安全生产监管。
经济性(xing)是储能产业规模(mo)化发展的(de)关键因素。近年来，源(yuan)侧和网侧储能项(xiang)目面临出租率低(di)、租赁价格下降(jiang)、出租周期缩短、容量补偿机制不足，多个省份下调调峰补偿的(de)价格上限、现货市场出清价格偏低(di)、部分电站总体利用情况不及预期，而用户侧储能面临用电曲线特性(xing)、峰谷价差、安全性(xing)需求、场地(di)需求、采(cai)用绿电等问题(ti)。
NBD：您认为应该(gai)从哪些方面入手推动这些问题(ti)解决？
刘(liu)勇：我认为，未来要在政策机制上推动容量补偿机制、长期租赁、电能量市场、辅助服务市场、现货交易和地(di)方的(de)规划和市场机制要协同去发展，充分发挥储能调峰、顶(ding)峰、保(bao)供、应急等服务价值，提升配建(jian)储能利用率和场站收益水(shui)平，更好地(di)去促进新能源(yuan)消纳，也同时也保(bao)证电力系统的(de)安全稳定运行。
也就是说，要更多地(di)从系统性(xing)、整(zheng)体性(xing)和协同性(xing)去统筹考虑，“不能站在我的(de)角度(du)，而是要站在系统的(de)角度(du)”。我们认为，以后在一些招投标当中，业主方应该(gai)引导和规范低(di)价竞争的(de)态势，鼓励大家(jia)从“价格竞争”逐步转向“价值竞争”，进而化解“行业内卷”。最新《通知》也是往这个方向走，强调项(xiang)目的(de)应用，充分体现它的(de)价值。
那么，各地(di)方政府也要转变思路，未来的(de)招商引资，一定要结合资源(yuan)禀赋和当地(di)龙头产业的(de)聚集效应，完善上下游产业链供应链，打造不同区域(yu)有典型特色的(de)新型储能产业集群，实现满足市场需求的(de)差异化产能布局。
当然，我们也希望(wang)通过(guo)一些绿色信贷、中长期债券、产业资本、储能专项(xiang)基金(jin)，还有进出口(kou)保(bao)险、金(jin)融保(bao)险等金(jin)融工具，为更多储能项(xiang)目提供多元化的(de)融资渠道，激励和支持优质企业持续创新，打造更多更好的(de)影响力强的(de)领先产品。
每日经济新闻