中国储能网讯：新年刚刚开始，国家发改委、国家能源局联合发布的一项重磅政策将新型储能市场化发展向前推进一大步。

这项名为《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》指出，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。

通知还明确，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。

这标志着，饱受行业诟病的新能源强配储政策将要终结。

近年来，新能源的快速发展带来的消纳问题使得储能装机逐年实现跨越式增长国家能源局前不久公布的数据显示，2024年，新型储能保持快速发展态势，装机规模突破7000万千瓦。

截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时（73.76GW/168GWh），约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。

储能装机的高速增长离不开各地实行的强制配储政策，这些政策的出发点原本是为了解决消纳问题，减少弃风、弃光现象，提高新能源消纳率，可在实际中，储能电站建而不用、建而不调、利用率低、大量廉价低质储能泛滥等问题长期存在，不仅造成了资源浪费，也增加了投资企业的负担。

新政公布前，其实早有端倪，2024年以来，国家能源局、国务院的多个重磅文件强调“科学安排储能建设，按需建设储能”、“资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”等。

近两个月以来，广西、陕西、上海等地的风光竞配也在有意弱化强配储政策，明确“按需配储”、“自愿配储”。

两部委此次取消强配储对于储能行业而言，将产生6个方面的影响。

第一，行业将加速洗牌，内卷时代将要终结，2026年行业竞争格局将初步形成。

强配储政策之下，大量廉价低质储能随之产生，造成“劣币驱逐良币”。新政实施后，短期内，电池等设备厂商业绩将受到影响，靠低价竞争获得市场的企业将加速淘汰，持续了两年多的极度内卷将得以终结，低质产能将加速淘汰，未来，随着补贴政策逐步退坡，依靠补贴而获利的企业生存空间将被压缩。

《通知》提到，允许地方因地制宜确定实施时间，最迟不晚于2025年底，后续，随着各地新能源与储能“解绑”政策的出台，势必加速储能产业洗牌，竞争格局将在2026年初步形成。

第二，行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型，储能产业短期受影响后仍将高速发展。

叫停“强配储”并非否定储能的价值，新能源上网电价市场化改革将使得新能源发电的随机性、波动性问题更加突出，储能系统仍是平抑新能源并网波动的有效手段，在经历新政后的短期震荡后，储能产业仍将迎来高速发展，只不过，未来储能与新能源的配合将更加科学和高质量。

新政明确，储能不得作为新能源并网的前置条件，这将释放企业自主权，降低储能项目的初始投资压力，倒逼储能回归“真实需求”。

新能源企业可灵活选择自建、租赁或购买辅助服务，优化投资组合，储能系统与新能源项目的结合将更加科学、灵活。

第三、独立共享储能将迎来爆发式增长。

共享或独立储能替代强配储早已成为行业的共识，新能源全面入市以及电价市场化改革后，电网和电价的波动性也将随之增大，独立储能将成为平抑电网波动的重要手段，迎来爆发式增长。

独立共享储能作为一种融合技术创新与商业模式创新的储能解决方案，由第三方投资建设共享储能电站，多个新能源电站或用户共同使用，无需各自建设独立的储能设施，大大降低了发电企业及用户的初始投资成本。

这种模式打破了传统储能设施与发电机组间单一固化的服务模式，构建一种 “一对多” 的全新商业化服务框架，加强了电网侧、电源侧以及用户侧分散的资源连接。

应用层面看，近两年，独立共享储能迎来了高速发展。

数据显示，2020年至2024年，百兆瓦级以上大型电站装机占比由23%提升至58%，电化学储能逐步向集中式、大型化发展，其应用场景主要为独立储能，占大型电站总装机的75%以上。

2023年，新型储能新增装机中约54%为电网侧独立储能，进入2024年，独立储能的市场份额进一步提升。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-12月，电网侧独立/共享储能新增装机项目206个，装机规模达22.93GW/56.22GWh，容量占比65.43%。

从政策层面看，鼓励投资建设共享（独立）储能电站成为大多数省份探索实现新能源消纳的新方向，通过实施独立储能示范项目也成为多数地区实现本地储能快速发展的重要手段。

第四、虚拟电厂发展将进入新阶段。

新能源全面入市，将增加电力消纳压力，也将加速虚拟电厂等灵活性资源的市场化发展。

虚拟电厂通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车、充电桩等分布式能源的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统，实现电力供需平衡，提高电网运行效率和可靠性。

通过虚拟电厂，可以破解绿色能源消纳难题，释放分布式资源可调节潜力，打造“源-网-荷-储'高效互动的新型电力系统，减少电网负荷高峰时段压力。

2024年以来，国家层面支持政策频频发力，各省市在虚拟电厂领域的布局也在提速，据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024 年1-10月全国共11个参与虚拟电厂调度的储能电站项目新增并网，总规模19.375MW/40.487MWh

第五、新政将促使行业加快技术创新。

新政将迫使储能企业需通过技术创新、提升储能产品能量密度、充放电效率、循环寿命、安全保障等性能指标，以提升产品的竞争力。

没有了“强配储”的掣肘，企业将更加聚焦于通过技术创新降本增效，在市场化竞争中实现高质量发展。

未来，具备构网型储能技术、长时储能技术、AI等数智化技术等技术实力的企业将逐渐在竞争中胜出。

第六、储能收益模式更加趋向市场化。

在市场化的价格信号引导下，新能源全面入市带来的电网波动将导致电价峰谷差拉大，增加储能套利空间，为用户侧和电网侧储能形成可持续的商业模式。

另外，新政与近期出台的《电力现货市场基本规则》形成配套，未来储能收益将更多来自峰谷价差套利、容量租赁、辅助服务等市场化机制，而非政策补贴。

作者:供稿吴涛|一审 吴涛|二审 储观|三审 刘敏