告别新能源“强配”，储能迎来价值驱动了吗？
摘要
短期来看，取消“强配”政策可能会对储能需求造成一定冲击。不过，以“竞配”替代“强配”或将成为各地达成储能装机目标重要方式。
2025年开年之际，储能行业迎来重磅政策。
2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》（下称“《通知》”），推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。《通知》提到，坚决纠正不当干预电力市场行为，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。中国储能产业因强配政策得到迅速发展，告别“强配”政策后，中国储能产业将如何发展？大储市场需求是否会受到冲击？随着新能源全面入市，电价波动更加频繁，现货市场价差也将更大，负电价愈发常见，为了提高长期收益，储能就成了市场的必然选择，这也是储能产业健康、良性发展的路径。高工储能分析，短期来看，取消“强配”政策可能会对电源侧储能的需求造成一定冲击。不过，从2024年各地配储政策来看，强配储能已逐渐转向“竞配”，也有诸多地方政策“强配”储能的态势加码。2025年，以“竞配”替代“强配”或将成为各地达成储能装机目标重要方式。国内大储市场主要由新能源配储、独立共享储能构成，随着新能源“强配”储能政策取消，独立储能是否将挑起“大梁”？主动配储的意愿有多大？业内普遍认为，新能源强配储能不可取，独立储能是未来发展的重要方向。不过，目前容量租赁价格及电力现货市场与预期偏差较大，独立储能电站的盈利依旧困难。中国储能产业何时才能实现“政策驱动”转为“价值驱动”？高工储能认为，真正打通储能的市场传导机制，国内储能产业才能迎来真正的爆发期，取消“强制”配储只是第一步。
强配取消，竞配崛起？
在储能的消纳价值没有得到体现的情况下，配建储能成了光伏、风电新能源建设中无法回收的“沉没成本”，是储能行业陷入盲目低价恶性竞争的一大原因。近两年来，随着叫停新能源“强制配储”的声音越来越大，政策也发生转向。2024年3月，国家能源局发布关于印发《2024年能源工作指导意见》的通知，提出科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。2024年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》。其中，在“非化石能源消费提升行动”一则中提出，“科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”。这些顶层政策被视为给新能源强配储能松绑。然而，2024年诸多地方政策“强配”储能的态势似乎愈演愈烈。一方面，提出新能源项目配置储能相关政策的地区越来越多，据媒体统计，2024年，全国至少有45项政策规定风电、光伏等新能源配置储能。另一方面，部分地区逐渐提高配储要求，山东、安徽等地部分新能源项目的配储比例甚至超过50%，新疆、内蒙等地也提高了储能配置时长的要求，青海等地甚至加大力度惩罚未按期、足额配储的新能源项目。从2月9日发布的《通知》来看，从“科学合理配置储能”转变为“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”。不过，是否依旧可以将配置储能作为新能源项目建设的“竞争因素”？从各地配储政策来看，强配储能已逐渐转向“竞配”。例如安徽、湖北、宁夏、广东等地已有不少新能源项目竞配储能的案例。在此前湖北省能源局发布《关于开展 2024 年常规新能源发电项目竞争性配置的通知》中明确，申请参与竞配的常规新能源项目，在基础配储比例之上，再自愿增配一定规模的储能容量，作为竞争因素。自愿增配容量超出所有项目平均竞配比例的部分不计分，但仍需按申报容量建设。根据评分规则，竞配比例占80%的权重。一位头部储能系统集成商高管在采访中向高工储能表示，2024年地方的新能源“强配”储能政策发生了改变，但实际上更多转为了竞配，配置的储能容量甚至还更大了。新能源项目想要拿到资源、获得优先上网权，就要主动提高配置储能的比例。不过，也有部分地区等地在《通知》发布之前已经开始遵照自愿原则配置储能。2024年12月初，广西壮族自治区发展和改革委员会、广西壮族自治区能源局、广西壮族自治区农业农村厅发布《关于推进广西分散式风电开发建设的通知》，将分散式风电分为两类，并提出分散式风电项目遵照自愿原则配置储能。
独立储能盈利差，主动配储动力有多大？
中国储能产业因强配政策得到迅速发展，但政策为储能“扶上马”之后，要靠市场才能“走得远”，中国储能产业需要“政策驱动”转为“价值驱动”。业内普遍认为，新能源强配储能不可取，独立储能是未来发展的重要方向。近两年来，独立共享储能的装机量大规模增长。不过，目前国内独立储能电站的盈利情况却比市场预计的要差，独立共享储能电站的盈利空间尚未真正打开。根据高工产研储能研究所（GGII）调研，容量租赁价格及电力现货市场与预期偏差较大，储能项目盈利依旧困难。容量租赁是独立储能的最主要盈利来源。虽然各地为独立储能容量租赁设置了指导价格，但实际市场中标价格与政府指导价相差甚远。根据GGII数据，地方政府对储能容量租赁的指导价约为200-350元/kWh/年，租赁年限5年以上，实际价格大约在20-200元/kWh/年，年限为1年1租。
资料来源：高工产研储能研究所（GGII）兰木达数据显示，2023年各地储能电站平均现货套利大约50-300元/MWh/天，盈亏平衡线在700-800元/MWh。除蒙西市场外，其他地区的电力现货市场平均价差都比较低。
不过，即便在容量租赁和电力现货市场收益较差的情况下，一些独立储能电站仍有巨大的投资价值。“好位置的储能是不可再生资源，未来价值巨大。”某头部储能系统集成商高管在采访中表示，离升压站或电网间隔近的储能电站，未来对新能源项目有一定的定义权，风电、光伏电站必须通过这个储能电站来并网。电力系统供需错配的情况越严重，储能的价值就越大。随着未来中国电力现货市场全面放开，电价波动将更频繁，现货市场价差也将更大，储能将迎来更大的套利空间。
