在他看来(lai)，新的政策是推动从“强制配储”到“按(an)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式。各(ge)地政府也要转变思(si)路，未来(lai)的招商引(yin)资一定要结(jie)合资源禀赋和当地龙(long)头产业的聚集效应，打造不(bu)同区域有典型特色的新型储能产业集群。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇 图片来(lai)源：受访者提供

谈政策转向(xiang)：有利于建设全国电力统一大市场(chang)

NBD：您认为当前“配储”政策为何会发生如(ru)此大的转向(xiang)？对储能市场(chang)发展(zhan)会有怎(zen)样的影响？

刘勇：这(zhe)一政策长期来(lai)看，新型储能参与电力市场(chang)化发展(zhan)是必然趋(qu)势，有助于解决储能设施“建而不(bu)用”、利用率低等问题(ti)，充(chong)分发挥储能在新型电力系统中的服务价值。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(xia)降，正在从之前的激励(li)性(xing)政策驱动，逐步向(xiang)市场(chang)化的方(fang)向(xiang)迈进，符合未来(lai)电力统一大市场(chang)的发展(zhan)趋(qu)势。

不(bu)只储能，实际(ji)上(shang)很多产业都是这(zhe)样，前期国家政策给(gei)予激励(li)和支持，慢慢地再过渡到市场(chang)化。当新能源大规(gui)模进入电力市场(chang)以后(hou)，火电的灵活性(xing)改造、抽(chou)水蓄能，以及新型储能作为灵活性(xing)的调节资源也要进入电力大市场(chang)，去发挥自身的服务功能，更好实现相(xiang)对应价值回(hui)报。

目前，新型储能的成本虽然大幅下(xia)降，但是距离真正的市场(chang)化商业应用还(hai)有一定距离，还(hai)需要一些过渡性(xing)的扶持政策。短期来(lai)看，由于入市后(hou)新能源项目投(tou)资成本回(hui)收不(bu)确定性(xing)增加，新能源项目配储动力下(xia)降，部分项目业主和金融机构也在持观望态度。

在国内市场(chang)方(fang)面，储能企(qi)业在2024年下(xia)半(ban)年对2025年招标项目部署的产能和库存产品或将不(bu)能按(an)计划生产和出货，对生产企(qi)业前期购买(mai)的原材料、产能规(gui)划、产品交付、人员配置与薪资以及年度生产经营(ying)计划都将带来(lai)一定影响。但在国际(ji)市场(chang)方(fang)面，由于担心受美国关税壁垒政策影响，海外项目业主和代理商开始提前布局，加速(su)对中国储能产品的囤货需求，去年四季度以来(lai)，国内海外市场(chang)出货量(liang)增长明显。

NBD：据(ju)统计，自2024年3月至2025年1月共有19个与储能相(xiang)关的建设项目终止或者延(yan)期，投(tou)资合计278.29亿元。您如(ru)何看待这(zhe)一现象？储能行业接下(xia)来(lai)是否会掀起新一轮“淘汰赛”？

刘勇：应该说，产能过剩是阶段(duan)性(xing)同质化竞争的一个结(jie)果。从电芯来(lai)看，从280Ah到314Ah，再到各(ge)大主要电池(shi)企(qi)业纷纷发布600Ah以上(shang)的新品，储能电芯容(rong)量(liang)越做越大。

未来(lai)需增强产品创新力和可控能力，推动高安全、大容(rong)量(liang)、长寿命、智(zhi)能控制、智(zhi)能运维以及系统集成全寿命周期的数(shu)智(zhi)化管理，建立产品碳足迹管理体系，监控和优化储能装置性(xing)能，进一步推动新型储能多元化技术、混合储能技术与长时储能技术的研究与应用。

2025年是新型储能由商业化初(chu)期向(xiang)规(gui)模化发展(zhan)的关键时期。未来(lai)储能产业将充(chong)分必围绕(rao)安全经济、绿色低碳、数(shu)智(zhi)化、数(shu)字化能源交易平台等方(fang)面开展(zhan)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(pai)知名度和渠道(dao)资源、产能优化布局与产品交付执行力、全球(qiu)化运维与资本实力”的领先企(qi)业将更具(ju)竞争优势和市场(chang)优势，必将对未来(lai)产业格(ge)局与高质量(liang)发展(zhan)产生深远影响。

谈“配储”方(fang)案：需因地制宜划定规(gui)模和空间

NBD：2017年以来(lai)，超过20个省市制定“强制配储”相(xiang)关政策，推动储能市场(chang)爆发，而今告别“强制配储”，对各(ge)地布局可能带来(lai)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)划的目标。这(zhe)种迅猛发展(zhan)的态势是与新能源发展(zhan)紧密联(lian)系的，我国原计划2030年完成12亿千瓦的新能源装机，而到2024年底就已经完成13.5亿千瓦，装机增长速(su)度极快。

如(ru)此大体量(liang)的新能源装机量(liang)进入电力市场(chang)，则需要更多的灵活性(xing)调节资源作为支撑。在《通知》发布之前，西北地区新能源消纳要保障在90%以上(shang)，中东部地区则更高，要达到95%以上(shang)，要完成如(ru)此新能源电力消纳能力，则需要配储，否则难以解决其波动性(xing)问题(ti)。

举(ju)个例子，光伏基本是中午发电量(liang)最高，而晚上(shang)就基本上(shang)没有，所以就会对电网的安全稳定运行和促进消纳带来(lai)较大的影响。

这(zhe)个时候新型储能就发挥了关键作用。《通知》中提到，“不(bu)得将配置储能作为新建新能源项目核准、并(bing)网、上(shang)网等的前置条件”，就是说储能要根据(ju)新能源项目建设情况来(lai)决定如(ru)何配、怎(zen)么配、配多少，我国各(ge)省份新能源资源禀赋和电力需求差异显著(zhu)，储能产业和应用市场(chang)的发展(zhan)处(chu)于不(bu)同阶段(duan)，需要结(jie)合电源规(gui)划、电网架构以及用电负荷(he)特性(xing)等积极引(yin)导和规(gui)范新型储能产业和项目的合理布局。

NBD：但无(wu)论(lun)如(ru)何，新型储能都是新型电力系统不(bu)可或缺的构成要素。

刘勇：这(zhe)是肯定的。目前我们投(tou)运的灵活性(xing)调节资源中，火电基本是6亿千瓦时左右的调节资源，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(shang)抽(chou)水蓄能大概有1.2亿千瓦时。

随着新型储能装机规(gui)模不(bu)断扩大，它(ta)调用的能力和水平不(bu)断提升，作用还(hai)将进一步凸显。尤其是和建设周期在5年~8年的抽(chou)水蓄能相(xiang)比，新型储能建设周期较短、选址灵活，并(bing)且调节能力、保供能力都更有优势。比如(ru)，去年在山东、重庆、江苏，部分储能项目在冬季、夏季的保供作用就已经显示出来(lai)，这(zhe)有助于促进新能源消纳，保障新型电力系统的安全稳定运行。

多元化新型储能技术路线的在功率、时长、响应速(su)度等特性(xing)方(fang)面各(ge)不(bu)相(xiang)同，要结(jie)合不(bu)同细分应用场(chang)景需求以及不(bu)同工况条件，进一步推动储能系统技术创新发展(zhan)和迭代升级（包括安全、经济、绿色、回(hui)收等）。同时，深入融合储能技术与新能源项目协同发展(zhan)，不(bu)断提升项目利用率，从而更有力地支撑新型电力系统发展(zhan)。

谈行业趋(qu)势：经济性(xing)仍面临几大制约

NBD；您认为储能市场(chang)目前出现了哪些新的发展(zhan)趋(qu)势？面临哪些新的挑战？

刘勇：从开发项目来(lai)看，储能电站正逐步向(xiang)集中式、大型化、长时化的方(fang)向(xiang)发展(zhan)。这(zhe)是目前比较典型的现象，国内外都是这(zhe)样。不(bu)过，这(zhe)里面一定要强调因地制宜。比如(ru)，西北地区的应用情况和中东部的应用情况是不(bu)一样的，它(ta)的消纳能力不(bu)同，用电负荷(he)的特性(xing)不(bu)一样，电源结(jie)构、电网架构也不(bu)一样，要加强科学引(yin)导，才能充(chong)分发挥储能的服务价值。

我们希望通过从“强制配储”走向(xiang)“按(an)需配储”，解决部署项目“建而不(bu)用、一建了之”的乱象，切实提升新型储能的市场(chang)利用率。从储能系统生产、产品质量(liang)、运输(shu)与安装、调试与并(bing)网、运行与维护、应急消防、技术应用标准等环节，对储能项目建设和运行过程中的调用情况、安全保障等加强监管，逐步构建和完善储能项目全生命周期管理体系，强化安全生产监管。

经济性(xing)是储能产业规(gui)模化发展(zhan)的关键因素。近年来(lai)，源侧和网侧储能项目面临出租率低、租赁价格(ge)下(xia)降、出租周期缩短、容(rong)量(liang)补偿机制不(bu)足，多个省份下(xia)调调峰补偿的价格(ge)上(shang)限、现货市场(chang)出清价格(ge)偏低、部分电站总体利用情况不(bu)及预(yu)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(chang)地需求、采用绿电等问题(ti)。

NBD：您认为应该从哪些方(fang)面入手推动这(zhe)些问题(ti)解决？

刘勇：我认为，未来(lai)要在政策机制上(shang)推动容(rong)量(liang)补偿机制、长期租赁、电能量(liang)市场(chang)、辅(fu)助服务市场(chang)、现货交易和地方(fang)的规(gui)划和市场(chang)机制要协同去发展(zhan)，充(chong)分发挥储能调峰、顶峰、保供、应急等服务价值，提升配建储能利用率和场(chang)站收益水平，更好地去促进新能源消纳，也同时也保证电力系统的安全稳定运行。

也就是说，要更多地从系统性(xing)、整体性(xing)和协同性(xing)去统筹考虑，“不(bu)能站在我的角度，而是要站在系统的角度”。我们认为，以后(hou)在一些招投(tou)标当中，业主方(fang)应该引(yin)导和规(gui)范低价竞争的态势，鼓(gu)励(li)大家从“价格(ge)竞争”逐步转向(xiang)“价值竞争”，进而化解“行业内卷”。最新《通知》也是往这(zhe)个方(fang)向(xiang)走，强调项目的应用，充(chong)分体现它(ta)的价值。

那么，各(ge)地方(fang)政府也要转变思(si)路，未来(lai)的招商引(yin)资，一定要结(jie)合资源禀赋和当地龙(long)头产业的聚集效应，完善上(shang)下(xia)游(you)产业链供应链，打造不(bu)同区域有典型特色的新型储能产业集群，实现满足市场(chang)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、中长期债(zhai)券、产业资本、储能专项基金，还(hai)有进出口(kou)保险、金融保险等金融工具(ju)，为更多储能项目提供多元化的融资渠道(dao)，激励(li)和支持优质企(qi)业持续创新，打造更多更好的影响力强的领先产品。

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