新能源强制配储“落幕”之后

姜黎

2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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”）提出，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。广泛应用于各地的新能源强制配储政策就此“落幕”。

自国家层面鼓励新能源项目配建储能以来，各地先后出台相关规定，将配建一定比例的储能作为新能源项目核准、并网、上网的前置条件，初期阶段促进了储能投资，但部分配建项目因设备系统质量和运营维护水平不足，或建设容量、地点缺乏统筹考虑等，难以满足电力系统需求，产权、运营权等方面也存在争议，“建而未用”问题突出。

2024年以来，宁夏、河南、山东等地开始给配建储能“解绑”，允许其转为独立储能运行，新能源通过租赁方式落实配储责任，以提高配储利用率。

新能源强制配储是在电力系统整体需实现全额消纳目标的背景下产生的，配建储能是新能源并网消纳的一粒“定心丸”，同时也成为新能源项目的“包袱”。136号文推进新能源全面入市，消纳与投资效率紧密结合，把是否需要配建储能、需要配建多少储能的决定权留给了新能源项目自己。

据多位业内人士分析，新政之下，短期内新能源配建储能装机将出现明显下降，给储能产业链相关环节技术快速迭代带来压力，但长期来看，新能源将发现自己对储能的真正需求。

可以预计，在新能源全面入市与可持续发展价格结算机制的组合工具下，电力市场整体的电能量价格将有一定的下降空间，这部分空间有望加速电力辅助服务市场和容量市场建设。

而具有随机性、间歇性和波动性的新能源，为了最大化投资回报，减少为辅助服务和系统容量服务支付的费用，需要将自身转变为可调度的电力后再上网，将依赖更多储能的加持。无论是自建自调度作为一个元件参与批发市场交易，还是通过容量租赁或购买服务等形式，储能都有望成为新能源项目参与市场竞争的“经济护城河”。

储能短期内寻找用户侧机会，长期来看，新能源“附属品”的性质将被削弱，有能力直接或联合新能源参与电力市场的投资商可能跑到最后。“市场价值发现+技术强制约束”的模式将验证储能在新型电力系统发展的不同阶段是否具备不可替代性。

对于将储能产业作为发展新质生产力主要支柱的地方来说，强制配储政策取消后，在考虑当地经济社会和清洁低碳发展水平的前提下，如何吸引高质量的投资者，带动产业跃升将是一大挑战。

由电力市场化改革牵引的产业升级将加速到来。

编辑 黄燕华

审核 陈仪方