2025年2月9日,国家发改委、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》,明确取消“强制配储”政策,终结了自2017年青海省率先推行以来持续8年的新能源配储强制要求。
业内普遍认为,这一政策转向,标志着中国储能行业正式从“行政命令主导”转向“市场化需求驱动”。
过去,储能行业在“强制配储”政策的推动下,经历了前所未有的快速增长。自2017年青海首次推行“强制配储”以来,全国超23个省区市陆续出台类似要求,推动储能装机规模呈指数级增长。数据显示,2024年国内储能装机规模达111.6GWh,其中74.6%来自新能源项目的配储需求。
然而,大量配储设施建而不用、建而不调,造成了严重的资源浪费。据统计,截至2023年底,我国电源侧强制配储装机占全部储能装机的比重为42.8%,但新能源配储的平均利用率指数仅为17%,远低于电网侧独立储能的38%。这种低利用率不仅未能有效缓解新能源消纳问题,反而增加了投资企业的负担。另一方面,“强制配储”政策还引发了低价无序竞争,大量廉价低质储能产品涌入市场,形成了“劣币驱逐良币”的局面,严重阻碍了储能行业的技术创新和高质量发展。
西部某省份的调研显示,储能平均每5天仅被调用一次,资源浪费严重。据悉,在西北某省2023年光伏配储招标中,0.8元/Wh的报价已是行业成本线,却有企业报出0.68元/Wh的“跳水价”。采购方将储能设备视作“并网敲门砖”,这种心态导致2024年全国新型储能装机达7376万千瓦,但实际调用率不足5%。
在此背景下,国家发改委、国家能源局联合发布的《通知》明确指出,“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”。强制配储取消后,储能需求将更多由市场机制决定。例如,工商业用户可通过峰谷价差套利(江浙地区价差超1元/度)自发配置储能,这种内生性需求无需依赖行政指令。
随着“强制配储”政策的取消,储能行业将迎来更加市场化、更加公平的竞争环境。新能源企业可以根据自身实际和市场需求灵活选择储能配置方式,无论是自建、租赁还是购买辅助服务,都将更加科学、合理。这将有助于提升储能设施的利用率和经济效益,推动储能行业从“规模扩张”向“质量提升”转变。市场化的竞争环境将迫使储能企业加大技术创新力度,提升储能产品的性能和质量。只有具备核心竞争力和创新能力的企业才能在市场上立足,这将有助于加速储能行业的优胜劣汰和产业升级。
当然,新政的出台也直接导致储能市场进入阵痛期。2月新政落地后,已签合同遭遇大规模违约,资本市场对储能板块估值下挫30%,而头部企业股价却逆势上涨。行业进入青黄不接的真空期,中小企业面临巨大困境。据华泰证券预测,2026年储能装机量可能因需求萎缩出现下滑,但长期看,市场化机制或将倒逼储能回归经济性本质。
未来储能行业将呈现“技术专精+渠道创新+跨界协同”的发展趋势。具体来说,
一是技术迭代加速,随着市场竞争的加剧和技术创新的推动,全固态电池、压缩空气储能等新技术将加快商业化进程,为储能产业注入新的活力;
二是金融工具创新,储能资产证券化、绿色REITs等融资渠道将逐步打通,为储能企业提供更多的资金支持;
三是跨界融合深化,数据中心、5G基站等新型负荷将与储能系统深度耦合,构建“源网荷储”一体化生态,推动能源系统的整体优化和升级。
中国工程院刘吉臻院士提到,“储能不是万能的,但没有储能的能源体系注定残缺。”强制配储的落幕对整个行业而言,既是挑战,亦是机遇。