国家发改委新政解读：储能产业迎来市场化破局

一、政策背景：为何叫停“强制配储”？

近年来，在“双碳”目标驱动下，我国新能源装机规模快速增长，但风光发电的间歇性对电网安全构成挑战。为缓解消纳压力，部分地方政府和电网企业曾要求新能源项目必须按比例（如10%-20%）配套储能设施，即“强制配储”。  

然而，这一模式暴露出三大问题：  

1. 成本转嫁矛盾：储能系统造价高昂（约1.5-2元/Wh），强制配储显著推高新能源企业初始投资，部分项目储能成本占比超15%，影响项目经济性。  

2. 利用率低下：多地储能设施因调度机制不完善沦为“摆设”，据中电联数据，2022年新能源配储利用率不足30%，资源浪费严重。  

3. 技术标准模糊：强制配储政策缺乏对储能技术路线、运营模式的科学规划，导致低效设备充斥市场。  

二、政策核心：从“行政命令”到“市场驱动”

三、行业影响：储能产业洗牌在即

1. 短期阵痛与长期利好

——短期看，地方强制配储订单减少可能导致储能设备商营收承压，低端产能加速出清。  

——长期看，政策倒逼储能回归“真实需求”，具备技术优势（如长时储能、高循环效率）和商业模式创新（如共享储能、虚拟电厂）的企业将胜出。  

2. 电网侧储能迎来机遇

电网企业主导的集中式储能将成布局重点。例如，国家电网计划“十四五”投建100GW新型储能，重点保障特高压通道、负荷中心调峰需求。  

3. 电力市场改革再进一步

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，而非依赖政策补贴。

四、未来展望：储能产业如何破局？

1. 技术创新仍是核心

——锂电储能需突破寿命限制（当前约6000次循环），钠离子电池、液流电池等长时储能技术商业化进程将加快。  

——智能调度系统（如AI预测充放电策略）成为提升储能经济性的关键。  

2. 商业模式重构

——共享储能：第三方投资建设大型储能电站，新能源企业按需购买服务（如山东已有50个共享储能项目落地）。  

——虚拟电厂：聚合分布式储能参与电力市场交易，提升整体收益。  

3. 政策配套待完善

——明确储能参与电力市场的准入规则、价格机制和调度标准。  

——建立储能容量认证和交易制度，探索储能碳积分等激励机制。

此次叫停“强制配储”并非否定储能的价值，而是推动行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型的标志性事件。未来，储能产业需在技术、模式、机制三方面协同突破，真正成为新型电力系统的“稳定器”。对于新能源行业而言，告别“强配”枷锁后，更应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。

来源：国家发展改革委

免责声明： 部分文章信息来源于网络以及网友投稿，本网站只负责对文章进行整理、排版、编辑，是出于传递更多信息之目的。本站文章版权归原作者及原出处所有，内容为作者个人观点， 并不代表本站赞同其观点和对其真实性负责，本站只提供参考并不构成任何投资及应用建议，并不用于任何商业目的。如本站文章和转稿涉及版权等问题，请作者及时联系本站，我们将根据著作权人的要求，立即更正或者删除有关内容。本站拥有对此声明的最终解释权。