【摘要】2025年2月9日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的“136號文”明確要求，“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件”。

持續(xù)8年之久的新能源強制配儲政策迎來了落幕。

而當政策退潮，行業(yè)集中度進一步提高，國產(chǎn)儲能廠商又該如何在市場化深水區(qū)進化？

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以下為正文：

01

強制配儲的八年沉浮

從2017年，青海省率先要求風電項目按10%比例配置儲能，到2025年2月9日，《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》叫停強制配儲。

這場八年的政策長跑終于落下帷幕。

“強制配儲”，指在新能源項目（如光伏、風電）的開發(fā)、審批或并網(wǎng)過程中，政策明確要求必須配置一定比例或容量的儲能系統(tǒng)，通常以項目裝機容量的百分比形式規(guī)定。

過去的八年中，強制配儲政策曾推動中國新型儲能裝機量飆升至2024年的7376萬千瓦，但其副作用亦逐漸暴露。

在新能源產(chǎn)業(yè)步入規(guī)?；谋尘跋拢覈娋W(wǎng)建設和消納機制仍相對滯后，強制配儲導致大量“建而不用”的儲能資產(chǎn)閑置。

與此同時，政策紅利催生低端產(chǎn)能過剩，部分企業(yè)為達標選擇低價低質(zhì)設備，安全事故頻發(fā)，低價競爭讓儲能行業(yè)陷入“劣幣驅(qū)逐良幣”的惡性循環(huán)。

當通過儲能平抑新能源波動性、緩解電網(wǎng)調(diào)節(jié)壓力的初衷與商業(yè)化現(xiàn)實背道而馳，當配儲比例與新能源指標掛鉤卻忽視市場需求，叫停強制配儲成為必然。

其實，在今年“136號文”推出之前，中央高層就早已經(jīng)給儲能行業(yè)打了“預防針”。

2023年4月，國家能源局綜合司就提出科學安排儲能建設，按需建設儲能。根據(jù)電力系統(tǒng)需求，統(tǒng)籌各類調(diào)節(jié)資源建設，因地制宜推動各類型、多元化儲能科學配置。

2024年5月，國務院印發(fā)的《2024—2025年節(jié)能降碳行動方案》提出，資源條件較好地區(qū)的新能源利用率可降低至90%，為解綁新能源強制配儲釋放政策空間。

然而，對于大量缺乏自主研發(fā)實力與創(chuàng)新驅(qū)動力，且長期過度依賴政府相關(guān)政策扶持的中小型儲能企業(yè)而言，強制配儲的終結(jié)無疑于“催命符”。

02

產(chǎn)業(yè)鏈震蕩與生存法則重構(gòu)

來到2025年，強制配儲的叫停正加速儲能行業(yè)的洗牌。

在新政落地后，部分儲能企業(yè)的已簽合約遭遇大規(guī)模違約，資本市場對儲能的不看好在板塊估值上得到淋漓盡致的體現(xiàn)。

CESA數(shù)據(jù)顯示，自2024年3月至2025年1月共有19個與儲能相關(guān)的建設項目終止或者延期，投資合計278.29億元，其中產(chǎn)業(yè)類項目14個，數(shù)量占比73.68%。

從時間線來看，新政以2025年6月1日為“新老劃斷”節(jié)點，存量項目仍可享受政策保護，增量項目則需直面市場化定價。

這一過渡期或引發(fā)一波儲能企業(yè)的搶裝潮，但對尾部企業(yè)而言，短時的出貨增加僅能暫時續(xù)命。

據(jù)華泰證券預測，2026年儲能裝機量可能因需求萎縮出現(xiàn)下滑。

從細分行業(yè)來看，我國獨立儲能項目已基本形成“容量租賃費+電力市場收益”的盈利模型，而增量新能源項目與配儲“解綁”后，增量獨立儲能容量租賃需求消失，單純靠電力市場收益可能難以為繼。

對工商業(yè)儲能而言，新能源全面入市可能帶來電力市場的價格波動，若中長期市場和現(xiàn)貨市場出現(xiàn)電價下降，工商業(yè)儲能項目谷峰套利價差或許進一步壓縮。

但江浙地區(qū)兩充兩放電價差走高，虛擬電廠聚合分布式儲能的模式也在山西、廣東等地試點，工商業(yè)儲能區(qū)域性崛起仍有較大前景。

隨著低端產(chǎn)能出清，中小廠商正經(jīng)歷一場“生死存亡戰(zhàn)”，相比之下，頭部企業(yè)憑借更加完善的供應鏈體系與強大的成本控制能力，進一步提升市場份額，行業(yè)集中度顯著提升。

要知道，部分儲能招標文件已經(jīng)明確要求，投標企業(yè)必須具備自主研發(fā)電芯單體、PCS、EMS、BMS等能力；在儲能系統(tǒng)領域，資方也要求企業(yè)提供詳細的安全防護方案和事故應急預案，甚至投標人需承諾近三年供貨的儲能系統(tǒng)產(chǎn)品無火災事故發(fā)生。

市場正回歸“質(zhì)量優(yōu)先”邏輯。

03

陣痛后的產(chǎn)業(yè)進化與格局重塑

強制配儲退場后，行業(yè)呼吁政策“扶上馬送一程”。

當前，云南、貴州出臺新版配儲鼓勵措施，要求10%裝機配儲或購買服務，寧夏亦推動“光伏+儲能”多元化應用，政策柔性引導替代強制命令。

隨著儲能的收益與電力市場價差直接掛鉤，容量電價或是“最后拼圖”。

有業(yè)內(nèi)人士建議，可采取儲能投資包含容量費用、由市場形成電量收益的模式，或者出臺容量補償政策、建立容量市場機制。

據(jù)悉，河北已將容量電價上限設為100元/（千瓦·年），新疆的容量補償價格按放電量計算，2023年定為0.2元/千瓦時，2024年起逐年遞減20%。

補充政策下，儲能企業(yè)更需要“主動為之”。

遠景高級副總裁、遠景儲能總裁田慶軍曾表示，新能源全面入市，將推動電力市場化進程，還原儲能交易的本質(zhì)和屬性，讓儲能在電力市場中發(fā)揮重要作用，儲能電站的投資收益也將拉開差距。

低價搶占市場的道路難以為繼，新型儲能需要回歸到市場的本質(zhì)需求上。

從電芯領域來看，長壽命、高安全、低衰減能力將決定技術(shù)競賽的勝負。

當前，寧德時代、比亞迪等頭部企業(yè)加碼研發(fā)，寧德時代587Ah電芯在實現(xiàn)430Wh/L超高能量密度的同時，安全性能可以做到比小電芯更優(yōu)，已通過GB/T 36276和GB 44240測試。

在314Ah電芯成為目前產(chǎn)業(yè)主流的同時，392Ah、435Ah、530Ah、625Ah等等多個型號的大容量電芯不斷被推出。

在長時儲能領域，液流電池在4小時以上場景成本優(yōu)勢凸顯，大連融科、北京普能等項目已落地。

中科海鈉、寧德時代加速量產(chǎn)鈉離子電池，瞄準低成本的用戶側(cè)和備用電源市場。

鈉電、液流電池等新技術(shù)路線正在尋突破。

04

尾聲：儲能行業(yè)的“成人禮”

強制配儲政策的終結(jié)，標志著中國儲能行業(yè)告別政策哺育期，步入市場化競爭深水區(qū)。

短期陣痛不可避免，但儲能行業(yè)的下一階段，將是一場圍繞經(jīng)濟性與靈活性的競賽。

這不是終結(jié)，而是真正價值創(chuàng)造的開始。

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