“叫停强制配储”市场陷入迷茫，储能行业的委屈谁能懂？|新能源_新浪财经

作者 | 刘洋

编辑 |王东

叫停强制配储，犹如一声闷雷，一下子打乱了新型储能的发展节奏。如何重新把准未来航向？储能行业陷入了迷茫。

“双碳”目标提出以来的4年间，储能装机经历了翻天覆地的增长。在2022年、2023年连续两年实现超200%的高速发展后，2024年储能装机又实现了130%的增长。截至2024年底，中国新型储能装机已经突破了7300万千瓦。

然而，正当全行业一片欣欣向荣，憧憬2025继续高速增长之时，2月9日，国家发展改革委、国家能源局下发《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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）。）。

“136号文”要求“不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。这意味着，已经持续了8年之久的地方政府强制配储，就此退出了历史舞台。

储能的应用场景，分为电源侧储能、电网测储能和用户侧储能三种。这当中，电源侧的新能源强制配储占比接近五成。不难想象，叫停强制配储带来的冲击到底有多强烈。

面对新的政策阵痛期，储能行业需要尽快适应并找到新的突破口。从政策赏饭吃到靠自己找饭吃，新型储能竞争将更加激烈，又一轮残酷洗牌已经拉开帷幕。

行业突然无所适从

叫停强制配储，有充足的理由。强制配储因利用率长期不高而广受诟病，效率和经济性不占优且无改进迹象，被叫停是迟早的事。

2024年4月10日，在第12届储能国际峰会暨展览会开幕式上，中国工程院院士舒印彪提到新型储能利用率不高并披露称，用户侧（主要是工商业）、电网测、新能源强制配储项目平均利用率分别为65%、38%、17%。工商业储能之外，电网测和新能源配储利用率都很低，强制配储利用率尤其低。

造成大量资源浪费的同时，强制配储还扭曲了行业，也即“劣币驱逐良币”：

强制配储推高预期，各路资本蜂拥而入，储能电芯鱼龙混杂，行业整体质量不佳；强制配储之下，业主方仅是将配储作为拿新能源项目的“通行证”，至于质量怎么样、能不能调用不在乎，于是在招标中怎么节省成本怎么来。在这套机制下，储能企业热衷于打价格战，无心搞技术产品研发。

2018-2024年中国投运新型储能累计装机（数据来源：CNESA）

如今，强制配储被叫停了，但并没有人拍手称快，反倒是行业各方颇感无所适从。

首先是地方政府。在“136号文”发布前几天，广东省还在发文推强配储能。广东要求，2025年及以后首次并网的海上风电、陆上风电和装机容量大于3万千瓦的光伏发电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能。

华夏能源网统计发现，像广东一样推动强制配储的省份，至少还有20几个。强制配储被中央叫停后，地方怎么去推动储能项目的落地？失去强制的“政策权杖”后，靠什么调动企业的积极性？恐怕地方政府普遍心里没底。华夏能源网了解到的情况是，很多地方的储能项目都停了，都在等地方细则出台。

其次是储能装备制造企业，也一样感到迷茫。叫停强制配储后，电源侧配储市场需求会断崖式下跌，难免有大批大批储能企业倒下，剩下的企业一窝蜂挤向收益模型较为成熟的用户侧储能以及网侧独立储能，储能制造企业难免会进一步“卷”到你死我活。

在用户侧、电网测储能尚未有新的增量政策出台的情况下，用户侧、电网测储能的未来增长能否消化掉大量的产能？全行业都没底。

当然，“136号文”叫停的仅仅是强制配储，而不是电源侧都不让配储了，要解决消纳问题、要提高项目收益率，该配的储能还是得配。那么，未来电源侧配储要怎么去开展？自愿配储的动力有多大？

一切乾坤未定，必然混沌迷茫。

很“委屈”的新型储能

在过去20年间，中国的风电、光伏以及生物质能之所以能一步步发展壮大起来，国家的补贴政策起了重要作用。在所有的新能源品类中，新型储能是唯一没有获得过补贴的，储能行业人士心中难免颇感委屈。

拿光伏来说。2008年金融危机爆发后，中国光伏出口欧美的订单量锐减。2009年，财政部推出“金太阳(18.660, -0.36, -1.89%)”工程，通过直接的装机补贴去刺激光伏产业。尽管该政策下出现了行业骗补乱象并引发争议，但发展初期的光伏产业由此获得了难得的“输血”。

2011年，欧美“双反”利刃摧残下，严重依赖海外市场的中国光伏行业受到重创。形势急转直下，中央再度出手相救。2011年，国家推出光伏电价补贴，在燃煤标杆电价基础上补贴光伏发电几毛钱。此后数年间，中国光伏产业蓬勃发展起来。

正是在国家的政策呵护和补贴支持下，2013年中国光伏新增装机超越德国成为全球第一，到2024年底这个“全球第一”已连续保持了12年之久，累计装机量也连续10年稳居全球首位，光伏成长为我国装机量第二大的电源。

如今，光伏已是一张亮丽的国家名片，光伏产品行销海内外。更重要的是，中国光伏实现了惊人的成本降低，到2024年光伏度电成本已降至0.2元左右，显著低于火电成本，成为了物美价廉、老百姓都负担得起的绿色能源。

再以抽水蓄能为例。2021年，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，在两部制电价政策刺激下，2022年我国抽水蓄能累计装机容量达4579万千瓦，新增装机容量880万千瓦。

2023年5月15日，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，公布核定了48座抽水蓄能电站容量电价，最高值为823.34元/千瓦，最低值为289.73元/千瓦。

政策力推之下，截至2024年底，中国抽水蓄能装机容量达到了5869万千瓦。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，“十四五”期间抽水蓄能核准开工1.6亿千瓦，到2025年，投产总规模要达到6200万千瓦以上；“十五五”期间，新增核准开工8000万千瓦，到2030年，投产总规模达1.2亿千瓦，再翻一番。

这些现实的例子表明，政策补贴对于新能源产业发展意义重大。但遗憾的是，新型储能行业从来没有享受到，从诞生之日起就是残酷竞争，完全是凭本事活命。这明显有失公平，也难怪储能行业人士戏称自己是“后妈养的孩子”。

众所周知，新能源有与生俱来的缺陷——极热无风、晚峰无光，尖峰负荷时难出力。新能源上网越多，给电网带来的峰谷波动冲击就越大，供电安全风险就越大。调节风光出力，不能够总是依靠煤电，截至目前新型储能是仅有的可替代煤电的选项。

在新型电力系统建设中，新型储能是不可或缺的重要一环，发展新型储能价值重大，政策扶持必不可少。叫停强制配储后，储能行业最重要的政策支持没了，亟需新的政策供给来接力。

储能行业的政策期待

如何进一步激励、支持新型储能大发展？多位行业资深人士向华夏能源网透露心声：行业最期待的政策支持是两大方向，一是进一步赋予和明确储能的独立市场地位，二是出台新型储能容量电价机制。

2022年发改委发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》提出，“进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平”，文件明确，“新型储能可作为独立储能参与电力市场”。

但时至今日，储能还是难以享有独立的市场地位。这主要是参与电力市场的准入规则、结算方式等具体细则仍不清晰。各地对储能并网的调频、容量配置等技术要求差异大，电网接入困难；电网企业掌握着储能调用主导权，独立储能缺乏自主参与市场的灵活性，而电网企业更喜欢调用自己的抽水蓄能，独立储能应用空间受挤压。

赋予和明确储能的独立市场地位，更重要的是在价格机制上提供确定性的收益保障。现在的现实是：峰谷电价差偏低，收益不稳定（大部分省份工商业峰谷价差在0.6~0.8元/度，仅浙江、广东等少数地区超过0.9元/度，难以覆盖储能投资成本）；辅助服务市场补偿低（调频、备用等辅助服务市场规模小，补偿标准仅为欧美市场的1/3~1/2，如华北调频补偿约6元/MW·次）。

2025-2030年中国新型储能累计装机规模预测（数据来源：CNESA）

赋予储能明确的市场地位之外，行业最期待的还是能够给予新型储能容量电价。煤电已经实行了容量电价，抽水蓄能也获得了容量电价，新型储能是不是也可以考虑一下？

2025年1月6日，国家发改委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案(2025-2027年)》，提出了力挺新型储能的几项措施：一是针对配储“建而不调”，强调“优先调度新型储能”以及“应调尽调”；二是强调优化新型储能的充放电价差机制；三是罕见提出“建立市场化容量补偿机制”，这是个非常积极的信号。

华夏能源网注意到，在一些领先的省市，已经在给储能容量补贴了。1月9日，上海市政府印发《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》指出，对纳入本市年度建设计划，未与新能源项目开发企业达成租赁容量服务协议的独立储能电站，可阶段性给予容量补贴，容量补贴水平将综合独立储能电站充放电次数、参与市场化交易收益等情况明确。

可以乐观期待，未来储能容量电价将会在更多省份落地推开。如果能够给一个合理的容量电价，比如1千瓦几分钱甚至是1毛钱，那么储能行业就心里分外有底，从此不再慌张，储能产业将蓬勃发展起来。

当然，给容量电价也不是让储能企业只吃饭，不干活，相应的调用、考核机制也要配套落地。另外，容量电价也不一定长期固化，实行3年、5年储能技术进一步成熟、投资成本进一步降低后，容量电价就可以适时退出了。

总之，在强制配储突然退出后，储能行业亟需更加精准、有效、稳定预期的政策出台。现在行业最需要的，是在还不能独立行走的时候能扶一把，而不是不顾现实的过早推向市场，这会让行业陷入严重的混乱甚至倒退。