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华储分享 | 储能不再强制配建，行业将迎哪些变局？
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来源：中科华储
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时间： 2025-02-19
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作者：中科华储
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阅读量：79
2025年2月9日，国家发展改革委与国家能源局联合发布《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》（以下简称《通知》），明确提出“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”。这一政策调整引发行业热议，标志着我国新能源发展从“行政驱动”向“市场主导”迈出关键一步。以下从政策背景、利弊分析与行业展望三方面展开探讨。
一、政策背景：从“强制配储”到市场化配置”
过去几年，为缓解新能源发电波动性对电网的冲击，多地要求新建风光项目必须按比例配置储能（即“强制配储”）。这一政策虽推动了储能装机量激增（2023年国内新型储能新增装机达48.3GWh），但也导致部分项目因储能成本高（约占总投资的10%-20%）而难以盈利。
此次《通知》明确取消“强制配储”前置条件，旨在通过市场化手段优化资源配置，降低新能源项目初始投资门槛，同时推动储能行业从“政策依赖”转向“需求驱动”。
二、政策利弊分析
利好层面
1.减轻新能源企业负担，激发投资活力
取消强制配储要求后，企业可根据项目实际需求（如电网接入条件、电价波动风险等）灵活规划储能配置，减少不必要的初期投入。例如，在电网消纳能力强的区域，企业可选择暂不配储，优先提升项目经济性。
2.推动储能行业高质量发展
政策倒逼储能企业摆脱“捆绑销售”模式，转而通过技术创新（如提升循环寿命、降低度电成本）和商业模式创新（如共享储能、虚拟电厂）参与市场竞争。未来，储能配置将更注重实际效用，如参与电力现货市场套利、提供调频辅助服务等。
3.优化电力市场环境
《通知》强调“不得向新能源不合理分摊费用”，并推动新能源全面参与电力市场交易，电价由市场形成。这将促进新能源与煤电等传统电源公平竞争，同时通过绿电交易、多年期购电协议等机制稳定收益预期。
潜在挑战
1.短期储能需求或面临阵痛
部分依赖新能源项目配套的储能企业可能面临订单下滑。数据显示，2024年电源侧储能占比超60%，政策调整后短期内相关市场或受冲击。
2.局部地区电网稳定性风险
若新能源项目在缺乏储能支撑的情况下大规模并网，可能加剧电网调峰压力。需通过加强电网侧储能布局（如关键节点配置共享储能）和市场化激励机制（如容量电价）弥补。
3.市场化电价波动的不确定性
新能源电价全面市场化后，企业需应对价格波动风险。尽管《通知》提出“可持续发展价格结算机制”以平滑收益，但长期仍需依赖企业风险管理能力提升。
三、行业展望：从“被动配套”到“主动增值”
1.储能行业分化加速
具备核心技术（如长时储能、高安全电化学系统）和场景化服务能力的企业将脱颖而出，而低端产能可能被淘汰。
2.共享储能与电网侧储能崛起
《通知》鼓励建设多种技术路线的共享储能项目，电网企业也将在关键节点布局储能设施。这类集中式储能更易实现规模效益，成为未来投资重点。
3.新能源与储能的深度协同
尽管不再强制配储，但新能源企业仍需通过“储能+电力市场”组合策略提升收益。例如，在电价低谷时段储电、高峰时段放电，或参与需求响应获取额外收益。
此次政策调整既是纠偏“一刀切”行政干预的举措，也是新能源全面市场化的开端。短期阵痛难免，但长期看，通过还原储能的市场属性、强化电力市场机制，将推动新能源行业从“规模扩张”转向“质量提升”。对于企业而言，唯有紧跟市场动态、提升核心竞争力，方能在变革中抢占先机。
