叫停“强制配储”引发生态重构：巨变中的机会在哪里？

当前，储能行业正上演一场“冰与火之歌”。一方面，储能行业进入高速发展期，装机量高速增长；另一方面，行业乱象丛生，储能电站利用率低下，企业间价格战愈演愈烈，行业利润被不断削薄。

两种表象的背后，都跟“强制配储”政策分不开关系。以2024年为例，国内74.6%的储能装机都来自于新能源指标。但“强制配储”导致新能源开发成本明显增加，一些电站就去配置低劣的储能系统，由此导致“想调的人不敢调，想用的人不敢用”。

如今，充满争议的“强制配储”政策终于被叫停。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）。

文件明确提出，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。文件同时强调，“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。”

“强制配储”落幕，新能源电力入市全面推开，对于即将全面接受市场洗礼的储能行业来说，无异于是一枚重磅炸弹。行业生态被重塑，更剧烈的大洗牌也将拉开帷幕。

系统之变：电力调节需求凸显

近年来，以风电、光伏为代表的新能源发电与储能上演了一场“相爱相杀”的大剧。

一方面，伴随着新能源装机的高速增长和高比例接入电网，其间歇性、波动性对电网安全的影响越来越大，消纳问题越来越凸显。而配储则能有效平抑风光的波动性，消纳多余的电能，从而保证整个电力系统的稳定运行。

另一方面，为了保障电网平稳运行，国内多数省区均下发了新能源配储的强制性政策，由此也带来了用能成本的上升，引起投资方、运营商不满。毕马威此前发布的数据显示，配建装机量20%、时长2小时的储能，光伏电站的初始投资将增加8%—10%，风电场将增加投资15%—20%。

一边是配储的刚需，一边是难以接受的成本，这一矛盾也成为了制约新能源发展的主要阻力。随着136号文取消“强制配储”，这场相爱相杀的“大戏”也将随之结束。那么，不再与新能源绑定的储能将何去何从呢？是否还有存在的意义？

对于这个问题，去年11月正式颁布的《能源法》早已给出了答案。其第三十二条明确提出：“推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用”。调节的目的是为了保证电力系统的平稳运行，具体的方式包括调峰、调频、调相、系统备用和黑启动等等。

储能的类型多种多样，目前最为成熟且最受电网欢迎的当属抽水蓄能。但是，抽水蓄能对地理条件依赖大，且建设周期长，增速有限。以锂电池为代表的新型储能建设周期短、选址灵活，尤其适合缺少水源的风光大基地地区。但是，对照抽水蓄能来看，新型储能在使用寿命、功率衰减等方面还有很大的差距，因此电网调用的意愿并不强烈。

中国电科院数据显示，目前中国功率型储能实际运行寿命平均不足3年，而预期寿命是10年。能量型储能实际运行平均寿命不足8年，而预期寿命是15年。电池系统实际循环寿命和电池单体实验循环的寿命之比平均不足0.5，预期是0.85以上。

未来，使用寿命更长、功率衰减更低的储能产品，将能更好地满足电力系统的调节需求。储能企业只有不断提高产品性能，电网才会愿意调用，新型储能才能与抽水蓄能一起，担当起调节电力系统的重任。

值得注意的是，国内一些头部企业已意识到这一问题，不断强化技术并取得了突破。早在2016年，宁德时代就启动了长寿命、零衰减技术的研发，并在2020年成功研发了3年零衰减的超长寿命电池，这也是业内首款循环寿命达到12000次以上的磷酸铁锂电池。数据显示，搭载该款电池的储能项目，投运三年以来始终保持额定容量，年利用率维持98%以上。

到了2024年，宁德时代又推出天恒标准20尺集装箱储能系统，搭载该系统的电芯能够实现“首5年容量零衰减，首5年功率零衰减”，实验室实测循环寿命超过15000次。使用此产品储能电站可长期稳定供电，在很多大型复杂电网级电池储能系统项目中有出色应用。

市场之变：行业洗牌将明显加速

随着“强制配储”退出舞台，储能行业的市场格局也将发生巨变。

在“强制配储”阶段，部分储能项目建设的初衷更多是为了满足政策要求，这就导致“建而不用”的现象屡见不鲜。随着“强制配储”政策的取消，储能市场释放出的都是真实需求，配储不是为了“建”，而是为了“用”。因此，投资方和运营商对储能产品的要求也更加重视。

从目前的招标情况来看，投资方对储能系统质量的重视程度也明显提升。例如，有招标文件明确要求，投标企业必须具备自主研发电芯单体、PCS、EMS、BMS等能力；同时，对储能系统的安全性检测标准也更为严格，要求企业提供详细的安全防护方案和事故应急预案，甚至投标人需承诺，近三年供货的储能系统产品无火灾事故发生。

在新的市场环境下，劣质储能产品将很快失去生存空间，优质储能产品则会受到市场的热捧，“良币”驱逐“劣币”将比大家想象的深度更快。从近期储能项目开标来看，明显可见的是中标企业集中度越来越高，新面孔越来越少，有品质保障的头部企业更受欢迎。

另一方面，“强制配储”政策取消后，价格战问题将有望缓解。

在“强制配储”阶段，由于回报收益难以覆盖配储成本，投资方和开发商不约而同地选择低价产品来降低成本，助长了低价中标的风气。而一些企业为了中标不惜报出更低的价格，由此导致价格战愈演愈烈，毛利率越来越低，整个行业滑向低价低质的深渊。

去年11月，在福建省宁德市召开的2024世界储能大会上，宁德时代董事长兼CEO曾毓群对这种现象进行了“痛批”。他表示，能源安全关系国计民生，一旦整个行业被打上“低质低价”的标签，那就是生死存亡的大问题。

随着“强制配储”政策的结束，很多浑水摸鱼，靠低价竞争的企业将会被打回原形。此前，中国能源建设集团广东省电力设计研究有限公司储能技术中心主任楚攀就曾表示，如果没有“强制配储”政策，不少储能公司业绩可能会剧减五六成。

在未来，业绩下滑、产品没有竞争力的储能企业，出局是迟早的事。能够坐稳牌桌的，一定是那些能够保持高利润和高盈利的头部企业，“强者恒强、弱者出清”的局面将成为储能行业主旋律。

收益之变：须以盈利能力论英雄

伴随着“强制配储”退出的，是电力现货市场的加速推进。

早在2022年，发改办运行【2022】475号文就提出，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，这为新型储能参与电力市场做出顶层设计。

本次136号文，再次加速电力市场化，首次在国家层面明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，意味着新能源上网固定电价时代的结束。

随之而来的是，储能电站的收益模式也将发生改变。由于入市后新能源电价整体会进一步走低，配储的收益会跟着明显降低。新能源入市后，峰谷价差会缩小，依赖峰谷套利的储能电站需要重算收益模型了。

实际上，近期以来，国内多家上市公司就发布因收入不及预期而终止储能项目投建的公告，终止的项目涉及多个省份，其中甚至包括一向被认为峰谷价差较大、负荷较多、盈利预期较好的浙江省。

与之相反的是，也有许多优秀的储能项目会通过深度参与电力市场，获得不错的收益。

位于浙江省绍兴的新昌高新园区储能项目，是浙江省“十四五”新型网侧储能示范项目之一。项目建设在新昌县负荷集中区域主输电节点，属于电网侧独立储能电站，建成后接受电网调度，可为电网提供调峰、调频、调压、热备、紧急频率支持、需求侧响应等服务。

该项目一期规模为50MW/100MWh，可以提供±50MW的调峰与调频容量，于2022年9月开工，12月底完成主体建设，2023年7月开始投入商业运行，主要通过调峰、调频、共享储能等模式获得收益。2023年度，该项目一期实现收入约2900万元，其中财政补贴2000万元，参加辅助服务市场收入900万元。

2024年度，浙江省现货市场开通后，该项目一期参与交易，当年实现收入5000万元，其中财政补贴1800万元，参加电力现货市场收入则高达3200万元。

值得一提的是，该项目所采用的是搭载宁德时代先进电池的1500V液冷储能技术的储能系统。该产品具有效率高、电池温差小寿命长、能耗低、占地面积小、环境适应性强等特点，整体可带来15%-20%的度电成本下降，为客户带来更高收益。

“宁德时代不拼价格，要拼价值。不仅要创造高价值，储能行业还要探索新价值，在未来电力市场开放的大环境下，让电池成为优质投资品”。宁德时代董事长曾毓群曾表示。

电力市场化后，各储能电站将迎来更加极致的成本-收益比拼，储能初始投资成本和储能度电成本将决定了项目的收益率，投资方、运营商将更关注储能产品的综合价值。在未来，那些能够帮助业主提高收益的储能产品将大放异彩。

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