在他看(kan)来，新的政策是推(tui)动从“强制配储”到“按需配置”转变，加快提升新型储能项目利用率和多元化收益模(mo)式。各地政府也要转变思路，未来的招商引(yin)资一定(ding)要结合资源禀赋和当地龙头产业的聚集(ji)效应，打造不同区域有典型特色的新型储能产业集(ji)群。

中国化学与物理电源行(xing)业协会储能应用分会秘书长(chang)刘勇 图片(pian)来源：受访(fang)者(zhe)提供

谈(tan)政策转向：有利于建(jian)设全国电力统一大市场

NBD：您认为(wei)当前“配储”政策为(wei)何会发生如(ru)此(ci)大的转向？对(dui)储能市场发展会有怎样的影响？

刘勇：这一政策长(chang)期来看(kan)，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”、利用率低等问题，充分发挥(hui)储能在新型电力系统中的服务(wu)价值。新能源以(yi)及新型储能近几年(nian)增长(chang)速度(du)很快，创(chuang)新能力比(bi)较强，成本(ben)也在快速下降，正在从之前的激(ji)励性政策驱动，逐步向市场化的方向迈进(jin)，符合未来电力统一大市场的发展趋势。

不只储能，实际上很多产业都是这样，前期国家政策给予激(ji)励和支持，慢慢地再过渡到市场化。当新能源大规模(mo)进(jin)入(ru)电力市场以(yi)后，火(huo)电的灵活性改造、抽(chou)水蓄能，以(yi)及新型储能作为(wei)灵活性的调(diao)节资源也要进(jin)入(ru)电力大市场，去发挥(hui)自身的服务(wu)功能，更好实现相对(dui)应价值回报。

目前，新型储能的成本(ben)虽然大幅下降，但(dan)是距离真正的市场化商业应用还有一定(ding)距离，还需要一些过渡性的扶(fu)持政策。短期来看(kan)，由(you)于入(ru)市后新能源项目投资成本(ben)回收不确定(ding)性增加，新能源项目配储动力下降，部分项目业主和金融机构也在持观望态度(du)。

在国内市场方面，储能企业在2024年(nian)下半年(nian)对(dui)2025年(nian)招标项目部署的产能和库存产品或将不能按计划生产和出(chu)货(huo)，对(dui)生产企业前期购(gou)买的原材料、产能规划、产品交付、人员配置与薪资以(yi)及年(nian)度(du)生产经营计划都将带来一定(ding)影响。但(dan)在国际市场方面，由(you)于担心受美国关税壁垒政策影响，海外(wai)项目业主和代(dai)理商开(kai)始(shi)提前布局，加速对(dui)中国储能产品的囤货(huo)需求，去年(nian)四季(ji)度(du)以(yi)来，国内海外(wai)市场出(chu)货(huo)量增长(chang)明显(xian)。

NBD：据统计，自2024年(nian)3月至2025年(nian)1月共有19个与储能相关的建(jian)设项目终止或者(zhe)延期，投资合计278.29亿元。您如(ru)何看(kan)待这一现象(xiang)？储能行(xing)业接下来是否会掀起新一轮“淘汰赛”？

刘勇：应该说，产能过剩是阶段性同质化竞争的一个结果。从电芯来看(kan)，从280Ah到314Ah，再到各大主要电池企业纷纷发布600Ah以(yi)上的新品，储能电芯容量越做越大。

未来需增强产品创(chuang)新力和可控能力，推(tui)动高安全、大容量、长(chang)寿命、智能控制、智能运维以(yi)及系统集(ji)成全寿命周期的数(shu)智化管理，建(jian)立产品碳足迹(ji)管理体系，监控和优化储能装置性能，进(jin)一步推(tui)动新型储能多元化技术、混合储能技术与长(chang)时储能技术的研究与应用。

2025年(nian)是新型储能由(you)商业化初期向规模(mo)化发展的关键时期。未来储能产业将充分必围绕安全经济(ji)、绿色低碳、数(shu)智化、数(shu)字化能源交易平台(tai)等方面开(kai)展等新一轮竞争，拥有“数(shu)字化产品创(chuang)新力与技术迭代(dai)能力、较高品牌知名度(du)和渠道资源、产能优化布局与产品交付执(zhi)行(xing)力、全球化运维与资本(ben)实力”的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远(yuan)影响。

谈(tan)“配储”方案：需因地制宜划定(ding)规模(mo)和空间

NBD：2017年(nian)以(yi)来，超过20个省市制定(ding)“强制配储”相关政策，推(tui)动储能市场爆发，而今告别“强制配储”，对(dui)各地布局可能带来哪些影响？

刘勇：截至2024年(nian)底，我国新型储能装机达到7376万千瓦，远(yuan)超“十四五”规划的目标。这种迅猛发展的态势是与新能源发展紧密联系的，我国原计划2030年(nian)完成12亿千瓦的新能源装机，而到2024年(nian)底就已经完成13.5亿千瓦，装机增长(chang)速度(du)极(ji)快。

如(ru)此(ci)大体量的新能源装机量进(jin)入(ru)电力市场，则需要更多的灵活性调(diao)节资源作为(wei)支撑(cheng)。在《通知》发布之前，西北地区新能源消纳要保障在90%以(yi)上，中东部地区则更高，要达到95%以(yi)上，要完成如(ru)此(ci)新能源电力消纳能力，则需要配储，否则难(nan)以(yi)解决其波动性问题。

举个例子(zi)，光伏基(ji)本(ben)是中午发电量最高，而晚上就基(ji)本(ben)上没有，所以(yi)就会对(dui)电网的安全稳定(ding)运行(xing)和促进(jin)消纳带来较大的影响。

这个时候新型储能就发挥(hui)了关键作用。《通知》中提到，“不得将配置储能作为(wei)新建(jian)新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，就是说储能要根据新能源项目建(jian)设情况(kuang)来决定(ding)如(ru)何配、怎么配、配多少，我国各省份新能源资源禀赋和电力需求差异显(xian)著，储能产业和应用市场的发展处于不同阶段，需要结合电源规划、电网架构以(yi)及用电负(fu)荷(he)特性等积(ji)极(ji)引(yin)导(dao)和规范新型储能产业和项目的合理布局。

NBD：但(dan)无论如(ru)何，新型储能都是新型电力系统不可或缺的构成要素。

刘勇：这是肯定(ding)的。目前我们投运的灵活性调(diao)节资源中，火(huo)电基(ji)本(ben)是6亿千瓦时左右的调(diao)节资源，抽(chou)水蓄能大概是5500万千瓦时，新型储能在7300万千瓦时左右，新型储能加上抽(chou)水蓄能大概有1.2亿千瓦时。

随着新型储能装机规模(mo)不断扩大，它调(diao)用的能力和水平不断提升，作用还将进(jin)一步凸显(xian)。尤(you)其是和建(jian)设周期在5年(nian)~8年(nian)的抽(chou)水蓄能相比(bi)，新型储能建(jian)设周期较短、选址灵活，并且调(diao)节能力、保供能力都更有优势。比(bi)如(ru)，去年(nian)在山东、重庆、江苏，部分储能项目在冬季(ji)、夏(xia)季(ji)的保供作用就已经显(xian)示出(chu)来，这有助于促进(jin)新能源消纳，保障新型电力系统的安全稳定(ding)运行(xing)。

多元化新型储能技术路线的在功率、时长(chang)、响应速度(du)等特性方面各不相同，要结合不同细分应用场景(jing)需求以(yi)及不同工况(kuang)条件，进(jin)一步推(tui)动储能系统技术创(chuang)新发展和迭代(dai)升级（包括安全、经济(ji)、绿色、回收等）。同时，深入(ru)融合储能技术与新能源项目协同发展，不断提升项目利用率，从而更有力地支撑(cheng)新型电力系统发展。

谈(tan)行(xing)业趋势：经济(ji)性仍面临几大制约

NBD；您认为(wei)储能市场目前出(chu)现了哪些新的发展趋势？面临哪些新的挑(tiao)战？

刘勇：从开(kai)发项目来看(kan)，储能电站正逐步向集(ji)中式、大型化、长(chang)时化的方向发展。这是目前比(bi)较典型的现象(xiang)，国内外(wai)都是这样。不过，这里面一定(ding)要强调(diao)因地制宜。比(bi)如(ru)，西北地区的应用情况(kuang)和中东部的应用情况(kuang)是不一样的，它的消纳能力不同，用电负(fu)荷(he)的特性不一样，电源结构、电网架构也不一样，要加强科学引(yin)导(dao)，才能充分发挥(hui)储能的服务(wu)价值。

我们希望通过从“强制配储”走向“按需配储”，解决部署项目“建(jian)而不用、一建(jian)了之”的乱象(xiang)，切(qie)实提升新型储能的市场利用率。从储能系统生产、产品质量、运输与安装、调(diao)试与并网、运行(xing)与维护、应急消防、技术应用标准等环节，对(dui)储能项目建(jian)设和运行(xing)过程中的调(diao)用情况(kuang)、安全保障等加强监管，逐步构建(jian)和完善储能项目全生命周期管理体系，强化安全生产监管。

经济(ji)性是储能产业规模(mo)化发展的关键因素。近年(nian)来，源侧和网侧储能项目面临出(chu)租率低、租赁价格下降、出(chu)租周期缩短、容量补偿机制不足，多个省份下调(diao)调(diao)峰补偿的价格上限、现货(huo)市场出(chu)清价格偏低、部分电站总体利用情况(kuang)不及预期，而用户侧储能面临用电曲线特性、峰谷价差、安全性需求、场地需求、采用绿电等问题。

NBD：您认为(wei)应该从哪些方面入(ru)手推(tui)动这些问题解决？

刘勇：我认为(wei)，未来要在政策机制上推(tui)动容量补偿机制、长(chang)期租赁、电能量市场、辅(fu)助服务(wu)市场、现货(huo)交易和地方的规划和市场机制要协同去发展，充分发挥(hui)储能调(diao)峰、顶峰、保供、应急等服务(wu)价值，提升配建(jian)储能利用率和场站收益水平，更好地去促进(jin)新能源消纳，也同时也保证电力系统的安全稳定(ding)运行(xing)。

也就是说，要更多地从系统性、整(zheng)体性和协同性去统筹考虑，“不能站在我的角度(du)，而是要站在系统的角度(du)”。我们认为(wei)，以(yi)后在一些招投标当中，业主方应该引(yin)导(dao)和规范低价竞争的态势，鼓(gu)励大家从“价格竞争”逐步转向“价值竞争”，进(jin)而化解“行(xing)业内卷”。最新《通知》也是往这个方向走，强调(diao)项目的应用，充分体现它的价值。

那么，各地方政府也要转变思路，未来的招商引(yin)资，一定(ding)要结合资源禀赋和当地龙头产业的聚集(ji)效应，完善上下游产业链供应链，打造不同区域有典型特色的新型储能产业集(ji)群，实现满足市场需求的差异化产能布局。

当然，我们也希望通过一些绿色信贷(dai)、中长(chang)期债券、产业资本(ben)、储能专项基(ji)金，还有进(jin)出(chu)口保险、金融保险等金融工具，为(wei)更多储能项目提供多元化的融资渠道，激(ji)励和支持优质企业持续创(chuang)新，打造更多更好的影响力强的领先产品。

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