界面新闻记者｜马悦然
“政策调整后，储能不再作为新能源建设的必要条件，而是由投资方结合实际需求进行配置规划。目前各地电网接纳风光容量基本上达到上限，新能源全面入市后的收益不确定性增大，项目投资和开发速度可能减缓。”
日前，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在接受界面新闻采访时表示。
他口中的“政策调整”，是指国家发改委、国家能源局于2月9日下发的《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）(下称136号文件)。
该文件明确，将按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。
对于储能行业而言，其中最为重要的一点是叫停了强制配储政策。该文件的出台也意味着新能源入市后上网电价面临波动，固定电价时代结束，终端用户将承担一定新能源消纳成本，这为储能行业的未来发展形成阻碍。
新能源发电强制配储政策，是此前几年储能产业高速发展的主要驱动力。
据刘勇分析，考虑储能投资成本高及成本回收不确定等因素，新能源发电项目将面临储能度电成本与现货交易价格提升值的对比权衡，如出现倒挂现象，将直接导致新能源项目无配储需求，直接影响新能源项目投资。
“尤其对于光伏项目，配储缺乏主动性，原计划马上开工的储能项目，因取消配储，多数项目将延迟开工，观望是否有支持新型储能的政策出台，短期市场需求会减少。”刘勇称。
在他看来，短期内，部分依赖强制配储的新型储能项目需求或将减少。由于入市后新能源项目投资成本回收不确定性增加，新能源项目配储动力下降，储能企业此前对今年上半年部署的产能和库存产品或不能按计划生产和出货，对生产企业前期购买的原材料、产能规划、产品交付、人员配置与薪资以及年度生产经营计划短期内都将带来部分不利影响。
多家储能企业也对界面新闻表达了类似的观点，认为大储项目可能在短期内受到冲击，但长期来看政策利好，也将促进工商业等储能类型发展。按照应用场景及规模分类，储能可大致分为大储(发电侧、电网侧)、中储(工商业)、小储(户储、便携储)。
“未来，要积极推动新型储能发展从政策驱动向市场驱动转型，从价格驱动向价值驱动转变，从‘强制配储’到‘按需配置’转变，加快提升新型储能项目利用率和多元化收益模式。”刘勇称，同时，应结合不同细分应用场景需求以及不同工况条件，进一步推动储能系统技术创新发展和迭代升级（包括安全、经济、绿色、回收等）。
近日，在中国能源研究会可再生能源专业委员会、储能与电力市场联合主办的储能行业2024年回顾与2025年展望大会上，华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏表示，目前是否要投资储能，需要对电力改革的趋势有一个清晰的判断。
王鹏在会上称，国内电力市场已经走过了三个阶段，2006-2016年，新能源发展是非市场化环境，需要根据《可再生能源法》权衡保障型收购，在成本高的时代，在燃煤标杆电价基础之上要拿出大量的财政补贴给新能源。
这期间，是在培养市场意识，走通技术性环节，初建制度和平台。
2016年后，到了电力市场化改革新阶段，交易电量达10-30%，出现了中长期交易。因为电网结构阻塞、电源结构灵活性不足等诸多原因，调度中心落实交易困难。引入日前市场、平衡机制成为必须。
从2021年开始的第三个阶段，电力市场仍然在初期，但现货电力的苗头出现，交易电量达到30-50%，容量市场、辅助服务市场建设迫切。
“136号文件和1439号文件（指《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)文件）是一样重要的电力改革发展过程的标志性的事件。”
王鹏认为，从宏观上，构建新型电力系统需要136号文件这样的政策出台，使得新能源能够理性地参与，这对于未来政策引导绿色发展机制更加顺畅，且对于构建全国统一电力市场来说是非常重要的基础。
从微观上看，王鹏提出，新能源投资将摒弃跑马圈地的传统做法，决策方式将彻底转变；新能源运营将面临市场化经营和检修精细化；新业态拓展需要一企一策研究虚拟电厂，配储也将从“要我配”向“我要配”转变。
他表示，这对于储能行业，意味着经营理念要更加精细化，要逐省、针对每一个发电集团来分析，才能选择到自己适配的模式。这样的环境既是机遇，也是挑战。
在上述会议上，国网能源研究院原副院长蒋莉萍表示，截至目前，电力市场在已初步形成“管住中间、放开两头”的体制架构基础上，进一步形成了“统一市场、协同运作”的总体框架。
蒋丽萍指出，电力市场化改革还将持续推进、深化完善。在“双高”的电力系统中，储能是技术组合中不可或缺的要素，储能的价值需要从系统成本的视角去衡量。
日前，储能行业还出台了重磅新政策，即工业和信息化部等八部门印发的《新型储能制造业高质量发展行动方案》(下称《行动方案》)。
这是工信部牵头发布的首个新型储能供给侧政策文件。内容涵盖鼓励技术创新、防止低水平重复建设、拓宽应用领域、加强知识产权保护应用、推动高水平“走出去”等多个方面。
该文件对加持储能市场热度、激励企业加大技术创新投入、推动产业升级具有重要意义。
刘勇对界面新闻称，储能行业已正式步入一个深度变革与高速发展交织的全新阶段，但从产业角度看，仍面临着诸多挑战，如多元化技术路线的不确定性、价格内卷、成本疏导、智能控制与智能安全运维、参与电力市场机制、市场化商业模式等问题尚未得到根本解决。
根据寻熵研究院统计，去年中国储能新增并网项目规模达44.6 GW/111.6 GWh，同比增长115%。此前两年这一增速均超200%。截至去年底，国内新型储能累计并网装机已突破70 GW。
CESA储能应用分会不完全统计的数据显示，2024年储能产业产业链与供应链产值规模达7000亿元以上。根据部分省份发布的新型储能发展规划，预计2025年新型储能产值目标总额超2万亿元，2027年新型储能产值目标总额近3万亿元，2030年新型储能产值目标总额近4万亿元。
今年中国储能市场有望保持阔步发展的态势，但发展的不确定性因素增加。据寻熵研究院的预测，在基准场景下，今年新增并网规模有望达到69.6 GW/177.2 GWh，以能量规模计算的增速为59%。在乐观场景下，或达到83.4 GW/214.3 GWh，增速92%。
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