告别“强制配储”的短期和长期影响分析
新能源告别强制配储，会怎么样？
近日，国家发改委、国家能源局联合印发《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》，明确了新能源入市规则，引起了行业的广泛讨论。
通知明确，不得向新能源不合理分摊费用，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。
■ 重塑新能源游戏规则，增加储能套利空间
《通知》带来的最重要改变是新能源游戏规则的重塑，充分体现了“新项目新玩法，老项目同样新玩法，新老项目不同玩法”。
以上内容源于国家发展改革委、国家能源局，制表行家说储能
据《通知》，坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
与此同时，《通知》明确指出，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
这意味着，新能源项目的收益规则将完全改变，固定电价的时代已经结束，电力市场化改革再进一步。而新能源的全面入市，也将进一步推动储能、虚拟电厂、需求侧响应等灵活性资源的市场化发展。
图为：新能源全面入市对储能的影响，制图：行家说储能
清华四川能源互联网创新研究院杨迎以及钟海旺在《新能源全面入市是构建新型电力系统的重要支撑》一文中指出，新能源全面入市能使市场价格更加全面完整充分地反映供需关系，促进储能等灵活性资源的利用率和可持续商业模式的建立。
若新能源不全面参与电力市场交易，将导致市场信号不完整，储能等灵活性资源的投资回报机制将长期依赖行政指令或补贴，利用率低，虚拟电厂缺乏常态化运营的商业模式，难以可持续发展。
在完整的价格信号引导下，新能源出力波动将导致电价峰谷差拉大，增加储能套利空间，新能源为其波动性支付的辅助服务费用（如调频、备用）也将通过市场收益形式传导至储能，可为用户侧和电网侧储能形成可持续的商业模式……
考虑到新能源在电力市场外的其他收益（如差价结算收入或绿证收入）决定现货价格下限，现货市场或将允许新能源企业以更低、甚至负的报价参与……激励储能、虚拟电厂、需求侧响应等消纳新能源大发、负荷低谷时期的“过剩”电力，缓解新能源弃电问题。
■ 不再强制配储，储能短期需求震荡？
在保障措施方面，通知明确要求：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。
目前国内储能产业发展的驱动力之一为新能源配储需求。据国家能源局数据显示，2024年上半年已投运新型储能电站中，新能源配建储能装机占比42.8%，仅次于独立储能和共享储能的装机占比45.30%。
同时，国内各地区也相继推出新能源配储比例要求，配储功率通常在新能源装机规模的10-25%，持续放电时长2-4小时。
国家发展改革委、国家能源局的明确规定，政策方向骤变，也将引起各地区相关新规的跟进，“强配储能”的政策或将迎来大终结。
新规实施后，将导致短期配储需求受影响，储能装机需求短期承压或出现下滑。据华泰研究电新、公用事业研究团队判断，“从节奏上看，测算目前国内已招标未并网项目体量180~200GWh，仍可支撑2025年装机量，但我们预计2026年装机由于需求承压或将出现下滑”。
短期来看，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。
尽管如此，储能不作为新能源并网的前置条件，将减轻新能源项目的初始投资压力，新能源配储将走向“按需配置”。储能系统与新能源项目的合作将更加灵活，储能企业与电网企业/新能源开发业主可根据双方的需求和市场情况，自愿选择合作方式和合作内容。
长期来看，新能源全面入市后，储能系统作为平抑新能源波动的有效手段，仍然具有确定性爆发的市场需求。
新政实施后，对新型储能产业的影响，制图行家说储能
中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌表示，对于电源侧储能，强制配储并非长久之计，需要与其所配套的电源耦合，共同参与电力市场。对于电网侧储能，抽水蓄能和大型独立储能电站需以两部制电价为过渡，逐步走向通过容量市场与辅助服务市场实现收益。对于用户侧储能，其发展须由依赖补贴逐步向市场化方向转变，参与需求响应和系统调节。
新政实施后，新型储能产业链加速优胜劣汰，竞争格局优化，储能行业出清后有望重回增长轨道。
业内人士分析：“2026年或成储能行业分水岭，伪创新企业将批量出局。”真正具备交易能力和构网能力的储能产品将脱颖而出，充分发挥电力保供作用和经济价值。
