“新能源取消強制配儲”成為春節過后儲能行業第一個火爆話題。
2025年春節剛過，新能源行業就迎來了歷史性的改革！
2月9日，國家能源局發布了《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》。
此次新政明確提出“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。”這意味著實施多年的強制配儲政策被叫停，新能源 “強制配儲” 時代正式落幕。
不少人覺得，儲能行業的“天塌了”！
但筆者認為，叫停強制配儲，是對儲能產業的重利好！
新能源電力全面入市，必將迎來儲能產業的大規模健康有序的發展！
對于儲能行業來講，叫停“新能源強制配儲”完全改變了儲能發展的原有模式，促使企業從新的角度思考儲能布局。
一、取消強制配儲后，新能源企業可按需評估是否配置儲能，降低前期建設成本，提高項目經濟性和收益率，進而提升對新能源項目的投資積極性，釋放企業在新能源領域的投資活力，促進新能源產業規模進一步擴大。
同時企業能依據自身發電情況、電網接入條件和市場需求等，靈活選擇儲能配置規模、類型和運營方式，還可選擇租賃或購買儲能服務，使儲能系統與新能源項目更好匹配，提高整體運營效率。
不強制配儲打破了原有儲能項目與新能源項目的捆綁限制，不僅吸引了更多獨立的儲能投資主體進入市場。一些專業的儲能運營企業、能源服務公司等可以更自主地建設和運營儲能項目，參與電力市場交易，增加了市場的活力和競爭程度。
還為電池制造企業、電網設備供應商等相關產業的企業提供了新的投資方向。這些企業可以通過投資儲能項目，將業務拓展到電力市場領域，分享電力市場改革帶來的紅利。
二、市場競爭將從依賴政策轉向依靠技術、成本和服務等核心競爭力，具備技術優勢、資金實力和良好服務的頭部儲能企業將脫穎而出，擴大市場份額，行業集中度有望提升，加速低質、低效企業的淘汰出局，優化儲能行業的市場競爭格局。
對于新能源企業來講，在新能源全面進入市場初期，新能源發電的效益可能會受到一定影響，但其可調度性差的特性依然存在，抵御風險的能力相對較弱。差價結算機制通過 “多退少補” 的方式，平滑了新能源因出力波動導致的收入波動，穩定了企業長期收益預期，降低了投資風險。在新能源全面入市后需要通過技術創新、管理優化來降低成本，淘汰低效產能，促進產業升級。
獨立儲能電站和共享儲能模式將更受重視，第三方可投資建設大型儲能電站，為多個新能源項目提供服務，實現儲能資源的共享和優化配置。虛擬電廠等創新模式也將加速發展，通過聚合分布式儲能參與電力市場交易，提升儲能的整體收益和利用效率。
三、儲能作為電力系統的重要調節資源，取消強制配儲后，其將以更市場化、更靈活的方式參與電力系統運行，通過削峰填谷、調頻調壓、備用等服務，有效平抑新能源發電的間歇性和波動性，增強電力系統的穩定性和靈活性。
屆時，儲能將不再局限于服務新能源，而是著眼于整個電力系統的平衡。儲能需要根據電力系統的實時供需狀況，在不同的發電資源和負荷之間進行靈活調節，無論是應對傳統能源機組的出力變化，還是新能源的間歇性波動，都要發揮更廣泛的平衡支撐作用。
儲能參與電力市場的方式也可以更加多元化，不僅與電力現貨市場、輔助服務市場等的融合將更加緊密。可以根據電力現貨市場的實時電價波動，更加自由地制定充放電計劃。在電價低谷時充電，電價高峰時放電，通過低買高賣獲取差價收益。同時，也可以根據電網的實際需求，在系統需要增加或減少電力時，快速響應進行充放電操作，提供靈活的電力調節服務。
還將加強與傳統火電、水電、核電等各類電源進行合作。例如，與火電聯合運行，在火電機組啟停過程中，利用儲能快速填補電力缺口，提高機組的靈活性和經濟性；與水電配合，在水電豐枯期調節中發揮作用，提高水資源的利用效率。
四、取消強制配儲政策不僅可以打破新能源與儲能之間的行政綁定，促進新能源、儲能、電網等相關產業之間的協同發展，形成更加開放、公平、競爭的產業生態，推動整個能源產業鏈的優化升級，帶動相關產業技術創新和經濟增長。
還有利于降低新能源項目的建設和運營成本，加快新能源的開發和利用，提高新能源在能源結構中的占比，推動能源結構向清潔化、低碳化方向加速轉型，助力實現“雙碳”目標。
過去，配置儲能成為解決新能源消納難題的有效解決方法之一，部分地區采取了“強制配儲”政策。
自2017年青海開啟“強制配儲”后，多地陸續出臺類似政策，推動了儲能產業規模快速增長。2021年以來，超過23個省區市提出新能源配儲需求，配儲比例要求多在10%-20%之間，配儲時長要求多在2小時以上。
進入2024年，新能源配儲的發展勢頭有增無減，據中關村儲能產業技術聯盟數據顯示：2024年全國新增并網的4.60GW/111.63GWh儲能項目中，按能量規模計算，新能源配儲的規模占比達到了38%。
2024年，全國共有21個省/自治區發布新能源項目指標，其中有16個地區均提出了不同比例的配儲要求。其中大多數地區仍是以10-25%的配儲比例為主。
但山東和安徽由于新能源裝機規模的不斷增加，為了確保電網的安全穩定運行，
這兩地的配儲比例較高。山東多數配儲比例為40%/2h，但個別項目配儲比例高達80%。安徽市場化項目競配過程中，各項目的配儲比例平均值風電超過了40%，光伏超過了20%。
在時長方面，多數地區要求儲能放電時長2小時，內蒙古、西藏維持4小時的時長需求。
據儲能頭條（微信號：chuneng365）統計，2024年，全國21個省/自治區總計發布了297.6GW的新能源指標，共計將帶來38.48GW/86.99GWh的儲能需求。
從實際成效來看，新能源配儲政策的確帶來了儲能市場的空前繁榮。在裝機規模上，呈現出爆發式增長態勢。但一配了之、配而不用等問題也隨之而來。
在2024年4月，中國工程院院士舒印彪提到“新型儲能利用率不高”的難題，并披露新能源強制配儲項目平均利用率僅為17%。
中電聯數據也顯示，截至2024年6月，新能源配儲的平均運行系數為0.09，平均利用系數為0.06，平均日等效充放電次數為0.31次。
新能源配儲能利用率低下，意味著多數儲能設施淪為沉沒資產。取消強制配儲能在一定程度上有助于解決新能源配儲項目利用率不高的問題，但不能完全解決，還需要后續政策的引導和規劃。
新能源配儲從“被動”走向“主動”，一切都有跡可循。
2024年，各地的新能源配儲政策出現了明顯的變化。
2024年多地提升儲能配置要求。目前各省配置比例5%-40%，時長1-4小時。山東、安徽以儲能配置比例評選新能源項目，部分項目達50%-100%。新疆、內蒙要求4小時配置，強制配儲占電源側比重超80%。
部分地區還加大了對于未按期、足額配儲的新能源項目懲罰力度。
2024年9月，青海電力市場管委會在《青海省新型儲能參與電力市場交易方案》征求意見稿中明確，未按期、足額配儲的新能源項目自并網之日起，對其輔助服務費用分攤設置3倍懲罰系數，同時在存在棄風棄光情況時“優先承擔發電受限影響”。
一些地方開始弱化“強配儲”，鼓勵科學配儲、按需配儲。
2024年4月24日，國家能源局綜合司就《關于加強新型電力系統穩定工作的指導意見（征求意見稿）》公開征求意見，其中提到，科學安排儲能建設，按需建設儲能。根據電力系統需求，統籌各類調節資源建設，因地制宜推動各類型、多元化儲能科學配置等關鍵內容。
5月29日，國務院印發《2024—2025年節能降碳行動方案》。其中，在“非化石能源消費提升行動”一則中提出，“科學合理確定新能源發展規模，在保證經濟性前提下，資源條件較好地區的新能源利用率可降低至90%”。
2024年12月初，廣西壯族自治區發展和改革委員會、廣西壯族自治區能源局、廣西壯族自治區農業農村廳發布《關于推進廣西分散式風電開發建設的通知》，將分散式風電分為兩類，并提出分散式風電項目遵照自愿原則配置儲能。
四川發布《關于加快推動新型儲能項目建設的通知（征求意見稿）》，提到“獨立開發的新能源項目按要求配儲，鼓勵其他新能源項目合理配儲”。
12月18日，河南省發展和改革委員會發布關于開展新能源配建儲能轉為獨立儲能工作的通知，已投運或在建的配建儲能可按要求轉為獨立儲能。
2025年1月，陜西省開啟2025年風光項目競配，確定2025年新增保障性并網風電和光伏發電項目建設規模共計1000萬千瓦，根據評分指標，陜西省并未對新能源配置儲能做出要求。
1月15日，上海市發改委發布《關于2024年度“風光同場”海上光伏項目競爭配置結果的公示》，國家電投、申能集團，獲得1GW海上光伏項目。
要強調的是，取消強制新能源配儲，并不意味著儲能在新能源領域的重要性降低，相反，這一政策調整標志著行業發展進入更為理性、科學的新階段。
儲能的市場需求是存在的，取消強制新能源配儲，是新能源產業發展的必然選擇。它為行業發展松綁，使儲能在新能源領域的發展擺脫行政束縛，基于市場需求與技術進步實現可持續發展。在這一過程中，新能源與儲能將形成更加緊密、高效的協同關系，共同推動能源結構向清潔、低碳、安全、高效轉型。
