新能源不再强制配储能？这一省份拟推出新玩法，利好储能！

两部委一个大招，实行近8年之久的“强制配储”时代便迎来了终结。

2月9日，国家发展改革委、国家能源局下发《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》。《通知》末尾言简意赅的一句：“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”，便引发了一场储能行业的大地震。

过去几年来，为保障新能源平稳融入电网，我国多地推行新能源强制配储政策，刺激了储能装机的狂飙突进。数据显示，截至2024年底，我国新型储能装机已达7376万千瓦，是2021年国家能源局确定的2025年装机目标的两倍多。

如今一纸文件叫停强制配储，无疑为储能乃至整个新能源行业带来了广泛而深远的影响。

在中国目前的全部储能装机中，新能源强制配储几乎是占据了半壁江山。随着强制配储时代的终结，储能产业或将陷入 “断崖式” 下滑，大量储能企业陷入了恐慌。

但实际上，当我们跳出行业局限，站在更宏观的层面，才能更理性看待低此次政策变革，其中最关键在于：取消 “强制配储前置” ，并不意味着储能价值被否定。

国家能源局已多次强调储能在电力系统调节、新能源消纳中具有不可替代的作用。深入分析此次《通知》的第九条，其核心便在于 “破除行政化强制手段”，推动储能从 “行政强制” 向 “市场驱动” 转变。通过电价波动、市场化交易等经济手段，促使新能源企业基于自身利益考量，主动配置储能，以提升经济效益和市场竞争力。

理清了这一逻辑，我们不妨来看看贵州近期推出的新政。

贵州新玩法：创新机制，化 “行政命令” 为 “市场选择”

在国家政策调整的大背景下，2025年2月9日，贵州省发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》（以下简称《办法》），给出了独特的解决方案。

《办法》明确规定，风光项目需按装机容量 10%、2 小时的最低比例配置储能或购买储能服务。对于逾期并网项目，配储比例更高，最高可达 30%。

具体规则如下：

保障性并网：

纳入年度计划且按时完工的项目，需配置10%×2h储能或购买储能服务。

市场化并网：

逾期半年内（含半年）完工的部分，配储比例提升至20%×2h；

逾期半年至一年的部分，配储比例达30%×2h；

超期一年未完工则不予并网。

这一“新玩法”的巧妙之处在于，通过将并网时序与配储比例紧密挂钩，将储能配置从 “行政命令” 转化为了 “市场选择”，既避免与国家政策直接冲突，又充分考虑电网稳定性需求，为地方政策制定提供了新思路。

具体来看，新政通过阶梯化配储要求的设计，至少可以实现两重目标：

一是激励按时并网：按时完工项目对应着相对宽松的配储要求，激励企业加快项目建设进度，确保按时并网发电。

二是保障电网安全：延期项目需承担更高储能成本，以对冲其并网滞后对电网调节能力的冲击。

而在更深的意义上，贵州的这一做法也是蕴含了深刻的战略考量。

贵州为什么要坚持配储？

贵州之所以要坚持配储底线，与其自身独特的能源结构和地理条件紧密相关。

一方面，与全国多数省份相比，贵州承受着更高比例的新能源接入压力。数据显示，截至 2024 年，贵州风光装机占比已达到 35.3%，且规划到 2025 年新增 6.85GWh 储能容量。随着新能源装机快速增长，高渗透率的新能源接入给电网稳定运行带来巨大挑战。

在此背景下，储能作为调节电力供需、平抑功率波动的关键技术，其调峰、调频作用显然愈发重要。

另一方面则是基于对山地电网特性的长远考量。贵州地处云贵高原，地形复杂，山地众多，特殊的地理条件使当地电网建设面临诸多困难，电网末端消纳能力较弱。储能设备的应用，可在电网末端储存多余电能，在用电高峰时释放，有效缓解输电瓶颈，提高电网供电可靠性和稳定性。

此外，贵州是南方电力现货市场试点省份，对于新能源企业而言，电价波动风险显著提高。有了储能，通过在电价低谷时储存电能，高峰时释放，可以帮助企业降低市场风险，提高收益水平。

以西北地区为例，风光项目参与市场化交易后收益大幅下降，而配备储能设备的项目则能更好应对市场变化，保持收益稳定。换言之，储能可看作是贵州新能源企业参与电力现货市场交易的 “保险工具”。

当然，贵州坚持配储更有底气加持。近年来，贵州省积极响应国家政策，出台了一系列有关新型储能的利好政策文件，为新型储能产业的发展创造了良好的政策环境。

具体来看，2024年7月，贵州能源局印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》。文件指出：鼓励新能源企业与储能企业签订协议，采取双方协商等方式形成租赁价格，鼓励签订3~5年及5年以上中长期协议。

同时，《暂行办法》还明确了新能源建设配储等管理要求，对新型储能项目的规划、建设、运营等各个环节进行规范，引导新型储能项目有序建设。

2024年10月，贵州省能源局发布了关于印发《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（试行）》的通知，文件明确了独立储能可选择“报量不报价”或“报量报价”方式，参与电力现货市场的中长期电能量交易、现货电能量交易、辅助服务交易。

在交易方式方面，分为2种：

1.直接交易：独立储能以独立经营主体直接参与电力市场，既可作为买电方，也可作为卖电方；

2.联合交易：电源侧或用户侧储能与所属电源或用户联合作为一个整体参与电力市场，只能作为买电或卖电其中一方。

尤其值得注意的是，文件提出，配建储能通过技术改造满足条件后，可选择转为独立储能参与电力市场。

这一方案的出台，为新型储能在贵州省电力市场中的参与提供了明确的规则和路径，促进了新型储能的市场化发展。

总结

总的来看，贵州是在营造了良好市场环境的前提下，创新阶梯式配储机制，既保障了电网安全稳定运行，也为当地储能企业提供了缓冲期。这也为地方政策在国家政策框架下，巧妙平衡 “行政引导” 与 “市场驱动” 提供了宝贵范例。

展望后势，在国家政策和地方新机制协同引导下，贵州储能产业将“先走再跑”，逐步摆脱对政策的过度依赖，更多地聚焦于技术性能、商业模式与电力市场适配度的多维比拼，既“顶得住”电网波动，又“赚得到”市场红利，真正走向广阔的市场化舞台。