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争议多年的(de)“强制配储”正式被叫停。近日(ri)，国家发展改革委(wei)、国家能源局联(lian)合发布(bu)《关于深化新能源上网电价市场化改革 促(cu)进(jin)新能源高质量发展的(de)通知》（以下简称《通知》）提出，不得向新能源不合理分摊费(fei)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(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(qu)，2017年青海省发改委(wei)印发《2017年度风电开发建设(she)方(fang)案》，要求列入(ru)规(gui)划(hua)年度开发的(de)风电项目按照规(gui)模(mo)的(de)10%配套建设(she)储电装置，拉开“强制配储”时代的(de)序幕(mu)，几年间，20多个省份跟进(jin)“配储”政策(ce)，推动储能市场迅速(su)扩张。
截至2024年底，我国新型储能装机达到7376万千瓦，是(shi)国家能源局预期的(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(dai)来“压力”，而另一面出现(xian)“建而不用、一建了(le)之”等现(xian)象，“强制配储”的(de)必要性遭(zao)到质疑。
而过(guo)去(qu)一年，全国已(yi)有19个与储能相关的(de)建设(she)项目或(huo)终(zhong)止或(huo)延期，业内对叫停“强制配储”已(yi)有预期。政策(ce)调整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(se)”？带(dai)着(zhe)这些疑问，《每日(ri)经济(ji)新闻》记者（以下简称“NBD”）专访了(le)中国化学与物理电源行业协(xie)会储能应用分会秘书长刘勇。
在他看来，新的(de)政策(ce)是(shi)推动从“强制配储”到“按需(xu)配置”转变，加快提升新型储能项目利用率(lu)和(he)多元化收益模(mo)式。各地政府也要转变思路，未来的(de)招商引资一定(ding)要结合资源禀赋和(he)当地龙头(tou)产业的(de)聚集效应，打(da)造不同区域有典型特色(se)的(de)新型储能产业集群。
中国化学与物理电源行业协(xie)会储能应用分会秘书长刘勇 图片来源：受(shou)访者提供
谈政策(ce)转向：有利于建设(she)全国电力统一大市场
NBD：您认为当前“配储”政策(ce)为何会发生如此大的(de)转向？对储能市场发展会有怎样的(de)影响？
刘勇：这一政策(ce)长期来看，新型储能参(can)与电力市场化发展是(shi)必然趋势，有助于解决储能设(she)施“建而不用”、利用率(lu)低等问题，充分发挥储能在新型电力系统中的(de)服务价值(zhi)。新能源以及新型储能近几年增长速(su)度很快，创新能力比较强，成本也在快速(su)下降，正在从之前的(de)激励性政策(ce)驱(qu)动，逐步向市场化的(de)方(fang)向迈进(jin)，符合未来电力统一大市场的(de)发展趋势。
不只(zhi)储能，实际上很多产业都是(shi)这样，前期国家政策(ce)给予激励和(he)支持，慢慢地再过(guo)渡到市场化。当新能源大规(gui)模(mo)进(jin)入(ru)电力市场以后，火电的(de)灵活(huo)性改造、抽水蓄能，以及新型储能作为灵活(huo)性的(de)调节(jie)资源也要进(jin)入(ru)电力大市场，去(qu)发挥自身的(de)服务功能，更(geng)好实现(xian)相对应价值(zhi)回报。
目前，新型储能的(de)成本虽然大幅下降，但是(shi)距离真正的(de)市场化商业应用还有一定(ding)距离，还需(xu)要一些过(guo)渡性的(de)扶持政策(ce)。短期来看，由于入(ru)市后新能源项目投资成本回收不确定(ding)性增加，新能源项目配储动力下降，部分项目业主和(he)金(jin)融机构也在持观望态度。
在国内市场方(fang)面，储能企业在2024年下半年对2025年招标项目部署(shu)的(de)产能和(he)库存产品或(huo)将不能按计划(hua)生产和(he)出货，对生产企业前期购买(mai)的(de)原材料、产能规(gui)划(hua)、产品交付、人员配置与薪资以及年度生产经营计划(hua)都将带(dai)来一定(ding)影响。但在国际市场方(fang)面，由于担(dan)心(xin)受(shou)美国关税(shui)壁垒政策(ce)影响，海外项目业主和(he)代理商开始提前布(bu)局，加速(su)对中国储能产品的(de)囤货需(xu)求，去(qu)年四季度以来，国内海外市场出货量增长明显(xian)。
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)建设(she)项目终(zhong)止或(huo)者延期，投资合计278.29亿元。您如何看待(dai)这一现(xian)象？储能行业接下来是(shi)否会掀(xian)起新一轮“淘汰赛”？
刘勇：应该说，产能过(guo)剩是(shi)阶段性同质化竞争的(de)一个结果。从电芯(xin)来看，从280Ah到314Ah，再到各大主要电池企业纷纷发布(bu)600Ah以上的(de)新品，储能电芯(xin)容量越做越大。
未来需(xu)增强产品创新力和(he)可(ke)控能力，推动高安(an)全、大容量、长寿命、智能控制、智能运维以及系统集成全寿命周期的(de)数智化管理，建立(li)产品碳足迹管理体系，监控和(he)优化储能装置性能，进(jin)一步推动新型储能多元化技术、混合储能技术与长时储能技术的(de)研究与应用。
2025年是(shi)新型储能由商业化初(chu)期向规(gui)模(mo)化发展的(de)关键时期。未来储能产业将充分必围绕安(an)全经济(ji)、绿(lu)色(se)低碳、数智化、数字化能源交易平台等方(fang)面开展等新一轮竞争，拥有“数字化产品创新力与技术迭代能力、较高品牌知名度和(he)渠(qu)道资源、产能优化布(bu)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(geng)具竞争优势和(he)市场优势，必将对未来产业格局与高质量发展产生深远影响。
谈“配储”方(fang)案：需(xu)因地制宜划(hua)定(ding)规(gui)模(mo)和(he)空间
NBD：2017年以来，超过(guo)20个省市制定(ding)“强制配储”相关政策(ce)，推动储能市场爆发，而今告别“强制配储”，对各地布(bu)局可(ke)能带(dai)来哪些影响？
刘勇：截至2024年底，我国新型储能装机达到7376万千瓦，远超“十四五”规(gui)划(hua)的(de)目标。这种迅猛(meng)发展的(de)态势是(shi)与新能源发展紧密联(lian)系的(de)，我国原计划(hua)2030年完成12亿千瓦的(de)新能源装机，而到2024年底就(jiu)已(yi)经完成13.5亿千瓦，装机增长速(su)度极快。
如此大体量的(de)新能源装机量进(jin)入(ru)电力市场，则需(xu)要更(geng)多的(de)灵活(huo)性调节(jie)资源作为支撑。在《通知》发布(bu)之前，西北地区新能源消(xiao)纳要保障(zhang)在90%以上，中东部地区则更(geng)高，要达到95%以上，要完成如此新能源电力消(xiao)纳能力，则需(xu)要配储，否则难以解决其波动性问题。
举个例子，光伏基本是(shi)中午(wu)发电量最高，而晚上就(jiu)基本上没有，所以就(jiu)会对电网的(de)安(an)全稳定(ding)运行和(he)促(cu)进(jin)消(xiao)纳带(dai)来较大的(de)影响。
这个时候新型储能就(jiu)发挥了(le)关键作用。《通知》中提到，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的(de)前置条件”，就(jiu)是(shi)说储能要根据新能源项目建设(she)情况来决定(ding)如何配、怎么配、配多少，我国各省份新能源资源禀赋和(he)电力需(xu)求差异显(xian)著，储能产业和(he)应用市场的(de)发展处于不同阶段，需(xu)要结合电源规(gui)划(hua)、电网架构以及用电负荷(he)特性等积极引导(dao)和(he)规(gui)范新型储能产业和(he)项目的(de)合理布(bu)局。
NBD：但无论如何，新型储能都是(shi)新型电力系统不可(ke)或(huo)缺的(de)构成要素。
刘勇：这是(shi)肯定(ding)的(de)。目前我们投运的(de)灵活(huo)性调节(jie)资源中，火电基本是(shi)6亿千瓦时左右的(de)调节(jie)资源，抽水蓄能大概是(shi)5500万千瓦时，新型储能在7300万千瓦时左右，新型储能加上抽水蓄能大概有1.2亿千瓦时。
随着(zhe)新型储能装机规(gui)模(mo)不断扩大，它调用的(de)能力和(he)水平不断提升，作用还将进(jin)一步凸显(xian)。尤其是(shi)和(he)建设(she)周期在5年~8年的(de)抽水蓄能相比，新型储能建设(she)周期较短、选址灵活(huo)，并且调节(jie)能力、保供能力都更(geng)有优势。比如，去(qu)年在山东、重庆、江苏，部分储能项目在冬季、夏(xia)季的(de)保供作用就(jiu)已(yi)经显(xian)示出来，这有助于促(cu)进(jin)新能源消(xiao)纳，保障(zhang)新型电力系统的(de)安(an)全稳定(ding)运行。
多元化新型储能技术路线的(de)在功率(lu)、时长、响应速(su)度等特性方(fang)面各不相同，要结合不同细分应用场景需(xu)求以及不同工况条件，进(jin)一步推动储能系统技术创新发展和(he)迭代升级(ji)（包(bao)括安(an)全、经济(ji)、绿(lu)色(se)、回收等）。同时，深入(ru)融合储能技术与新能源项目协(xie)同发展，不断提升项目利用率(lu)，从而更(geng)有力地支撑新型电力系统发展。
谈行业趋势：经济(ji)性仍面临(lin)几大制约
NBD；您认为储能市场目前出现(xian)了(le)哪些新的(de)发展趋势？面临(lin)哪些新的(de)挑战？
刘勇：从开发项目来看，储能电站正逐步向集中式、大型化、长时化的(de)方(fang)向发展。这是(shi)目前比较典型的(de)现(xian)象，国内外都是(shi)这样。不过(guo)，这里面一定(ding)要强调因地制宜。比如，西北地区的(de)应用情况和(he)中东部的(de)应用情况是(shi)不一样的(de)，它的(de)消(xiao)纳能力不同，用电负荷(he)的(de)特性不一样，电源结构、电网架构也不一样，要加强科学引导(dao)，才能充分发挥储能的(de)服务价值(zhi)。
我们希望通过(guo)从“强制配储”走向“按需(xu)配储”，解决部署(shu)项目“建而不用、一建了(le)之”的(de)乱(luan)象，切实提升新型储能的(de)市场利用率(lu)。从储能系统生产、产品质量、运输与安(an)装、调试与并网、运行与维护、应急消(xiao)防、技术应用标准等环节(jie)，对储能项目建设(she)和(he)运行过(guo)程(cheng)中的(de)调用情况、安(an)全保障(zhang)等加强监管，逐步构建和(he)完善储能项目全生命周期管理体系，强化安(an)全生产监管。
经济(ji)性是(shi)储能产业规(gui)模(mo)化发展的(de)关键因素。近年来，源侧和(he)网侧储能项目面临(lin)出租率(lu)低、租赁(lin)价格下降、出租周期缩短、容量补偿(chang)机制不足，多个省份下调调峰补偿(chang)的(de)价格上限、现(xian)货市场出清价格偏低、部分电站总体利用情况不及预期，而用户侧储能面临(lin)用电曲线特性、峰谷价差、安(an)全性需(xu)求、场地需(xu)求、采用绿(lu)电等问题。
NBD：您认为应该从哪些方(fang)面入(ru)手推动这些问题解决？
刘勇：我认为，未来要在政策(ce)机制上推动容量补偿(chang)机制、长期租赁(lin)、电能量市场、辅助服务市场、现(xian)货交易和(he)地方(fang)的(de)规(gui)划(hua)和(he)市场机制要协(xie)同去(qu)发展，充分发挥储能调峰、顶(ding)峰、保供、应急等服务价值(zhi)，提升配建储能利用率(lu)和(he)场站收益水平，更(geng)好地去(qu)促(cu)进(jin)新能源消(xiao)纳，也同时也保证电力系统的(de)安(an)全稳定(ding)运行。
也就(jiu)是(shi)说，要更(geng)多地从系统性、整体性和(he)协(xie)同性去(qu)统筹考虑，“不能站在我的(de)角度，而是(shi)要站在系统的(de)角度”。我们认为，以后在一些招投标当中，业主方(fang)应该引导(dao)和(he)规(gui)范低价竞争的(de)态势，鼓励大家从“价格竞争”逐步转向“价值(zhi)竞争”，进(jin)而化解“行业内卷”。最新《通知》也是(shi)往这个方(fang)向走，强调项目的(de)应用，充分体现(xian)它的(de)价值(zhi)。
那么，各地方(fang)政府也要转变思路，未来的(de)招商引资，一定(ding)要结合资源禀赋和(he)当地龙头(tou)产业的(de)聚集效应，完善上下游产业链供应链，打(da)造不同区域有典型特色(se)的(de)新型储能产业集群，实现(xian)满足市场需(xu)求的(de)差异化产能布(bu)局。
当然，我们也希望通过(guo)一些绿(lu)色(se)信贷、中长期债(zhai)券、产业资本、储能专项基金(jin)，还有进(jin)出口保险(xian)、金(jin)融保险(xian)等金(jin)融工具，为更(geng)多储能项目提供多元化的(de)融资渠(qu)道，激励和(he)支持优质企业持续创新，打(da)造更(geng)多更(geng)好的(de)影响力强的(de)领先产品。
每日(ri)经济(ji)新闻