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。