中国化学与物理电源行业协会刘勇：“强制配储”时代终结，各地不能再“一窝蜂”地上产能

争议多年的“强制配储”正式被叫停。近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（以下简称《通知》）提出，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。

一石激起千层浪。这被外界解读为储能行业将告别“强制配储”时代，新型储能企业将开启新一轮淘汰赛。回顾过去，2017年青海省发改委印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置，拉开“强制配储”时代的序幕，几年间，20多个省份跟进“配储”政策，推动储能市场迅速扩张。

截至2024年底，我国新型储能装机达到7376万千瓦，是国家能源局预期的“2025年装机目标”的两倍多。一面大幅增高风电光伏电站投资成本给电站业主带来“压力”，而另一面出现“建而不用、一建了之”等现象，“强制配储”的必要性遭到质疑。

而过去一年，全国已有19个与储能相关的建设项目或终止或延期，业内对叫停“强制配储”已有预期。政策调整之后将引发哪些连锁反应？新型储能未来在电力市场将扮演何种“角色”？带着这些疑问，《每日经济新闻》记者（以下简称“NBD”）专访了中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇。

在他看来，新的政策是推动从“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。各地政府也要转变思路，未来的招商引资一定要结合资源禀赋和当地龙头产业的聚集效应，打造不同区域有典型特色的新型储能产业集群。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇 图片来源：受访者提供

谈政策转向：有利于建设全国电力统一大市场

NBD：您认为当前“配储”政策为何会发生如此大的转向？对储能市场发展会有怎样的影响？

刘勇：这一政策长期来看，新型储能参与电力市场化发展是必然趋势，有助于解决储能设施“建而不用”、利用率低等问题，充分发挥储能在新型电力系统中的服务价值。新能源以及新型储能近几年增长速度很快，创新能力比较强，成本也在快速下降，正在从之前的激励性政策驱动，逐步向市场化的方向迈进，符合未来电力统一大市场的发展趋势。

不只储能，实际上很多产业都是这样，前期国家政策给予激励和支持，慢慢地再过渡到市场化。当新能源大规模进入电力市场以后，火电的灵活性改造、抽水蓄能，以及新型储能作为灵活性的调节资源也要进入电力大市场，去发挥自身的服务功能，更好实现相对应价值回报。

目前，新型储能的成本虽然大幅下降，但是距离真正的市场化商业应用还有一定距离，还需要一些过渡性的扶持政策。短期来看，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，部分项目业主和金融机构也在持观望态度。

在国内市场方面，储能企业在2024年下半年对2025年招标项目部署的产能和库存产品或将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都将带来一定影响。但在国际市场方面，由于担心受美国关税壁垒政策影响，海外项目业主和代理商开始提前布局，加速对中国储能产品的囤货需求，去年四季度以来，国内海外市场出货量增长明显。

NBD：据统计，自2024年3月至2025年1月共有19个与储能相关的建设项目终止或者延期，投资合计278.29亿元。您如何看待这一现象？储能行业接下来是否会掀起新一轮“淘汰赛”？

刘勇：应该说，产能过剩是阶段性同质化竞争的一个结果。从电芯来看，从280Ah到314Ah，再到各大主要电池企业纷纷发布600Ah以上的新品，储能电芯容量越做越大。

未来需增强产品创新力和可控能力，推动高安全、大容量、长寿命、智能控制、智能运维以及系统集成全寿命周期的数智化管理，建立产品碳足迹管理体系，监控和优化储能装置性能，进一步推动新型储能多元化技术、混合储能技术与长时储能技术的研究与应用。

2025年是新型储能由商业化初期向规模化发展的关键时期。未来储能产业将充分必围绕安全经济、绿色低碳、数智化、数字化能源交易平台等方面开展等新一轮竞争，拥有“数字化产品创新力与技术迭代能力、较高品牌知名度和渠道资源、产能优化布局与产品交付执行力、全球化运维与资本实力”的领先企业将更具竞争优势和市场优势，必将对未来产业格局与高质量发展产生深远影响。

谈“配储”方案：需因地制宜划定规模和空间

NBD：2017年以来，超过20个省市制定“强制配储”相关政策，推动储能市场爆发，而今告别“强制配储”，对各地布局可能带来哪些影响？

刘勇：截至2024年底，我国新型储能装机达到7376万千瓦，远超“十四五”规划的目标。这种迅猛发展的态势是与新能源发展紧密联系的，我国原计划2030年完成12亿千瓦的新能源装机，而到2024年底就已经完成13.5亿千瓦，装机增长速度极快。

如此大体量的新能源装机量进入电力市场，则需要更多的灵活性调节资源作为支撑。在《通知》发布之前，西北地区新能源消纳要保障在90%以上，中东部地区则更高，要达到95%以上，要完成如此新能源电力消纳能力，则需要配储，否则难以解决其波动性问题。

举个例子，光伏基本是中午发电量最高，而晚上就基本上没有，所以就会对电网的安全稳定运行和促进消纳带来较大的影响。

这个时候新型储能就发挥了关键作用。《通知》中提到，“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”，就是说储能要根据新能源项目建设情况来决定如何配、怎么配、配多少，我国各省份新能源资源禀赋和电力需求差异显著，储能产业和应用市场的发展处于不同阶段，需要结合电源规划、电网架构以及用电负荷特性等积极引导和规范新型储能产业和项目的合理布局。

NBD：但无论如何，新型储能都是新型电力系统不可或缺的构成要素。

刘勇：这是肯定的。目前我们投运的灵活性调节资源中，火电基本是6亿千瓦时左右的调节资源，抽水蓄能大概是5500万千瓦时，新型储能在7300万千瓦时左右，新型储能加上抽水蓄能大概有1.2亿千瓦时。

随着新型储能装机规模不断扩大，它调用的能力和水平不断提升，作用还将进一步凸显。尤其是和建设周期在5年~8年的抽水蓄能相比，新型储能建设周期较短、选址灵活，并且调节能力、保供能力都更有优势。比如，去年在山东、重庆、江苏，部分储能项目在冬季、夏季的保供作用就已经显示出来，这有助于促进新能源消纳，保障新型电力系统的安全稳定运行。

多元化新型储能技术路线的在功率、时长、响应速度等特性方面各不相同，要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）。同时，深入融合储能技术与新能源项目协同发展，不断提升项目利用率，从而更有力地支撑新型电力系统发展。

谈行业趋势：经济性仍面临几大制约

NBD；您认为储能市场目前出现了哪些新的发展趋势？面临哪些新的挑战？

刘勇：从开发项目来看，储能电站正逐步向集中式、大型化、长时化的方向发展。这是目前比较典型的现象，国内外都是这样。不过，这里面一定要强调因地制宜。比如，西北地区的应用情况和中东部的应用情况是不一样的，它的消纳能力不同，用电负荷的特性不一样，电源结构、电网架构也不一样，要加强科学引导，才能充分发挥储能的服务价值。

我们希望通过从“强制配储”走向“按需配储”，解决部署项目“建而不用、一建了之”的乱象，切实提升新型储能的市场利用率。从储能系统生产、产品质量、运输与安装、调试与并网、运行与维护、应急消防、技术应用标准等环节，对储能项目建设和运行过程中的调用情况、安全保障等加强监管，逐步构建和完善储能项目全生命周期管理体系，强化安全生产监管。

经济性是储能产业规模化发展的关键因素。近年来，源侧和网侧储能项目面临出租率低、租赁价格下降、出租周期缩短、容量补偿机制不足，多个省份下调调峰补偿的价格上限、现货市场出清价格偏低、部分电站总体利用情况不及预期，而用户侧储能面临用电曲线特性、峰谷价差、安全性需求、场地需求、采用绿电等问题。

NBD：您认为应该从哪些方面入手推动这些问题解决？

刘勇：我认为，未来要在政策机制上推动容量补偿机制、长期租赁、电能量市场、辅助服务市场、现货交易和地方的规划和市场机制要协同去发展，充分发挥储能调峰、顶峰、保供、应急等服务价值，提升配建储能利用率和场站收益水平，更好地去促进新能源消纳，也同时也保证电力系统的安全稳定运行。

也就是说，要更多地从系统性、整体性和协同性去统筹考虑，“不能站在我的角度，而是要站在系统的角度”。我们认为，以后在一些招投标当中，业主方应该引导和规范低价竞争的态势，鼓励大家从“价格竞争”逐步转向“价值竞争”，进而化解“行业内卷”。最新《通知》也是往这个方向走，强调项目的应用，充分体现它的价值。

那么，各地方政府也要转变思路，未来的招商引资，一定要结合资源禀赋和当地龙头产业的聚集效应，完善上下游产业链供应链，打造不同区域有典型特色的新型储能产业集群，实现满足市场需求的差异化产能布局。

当然，我们也希望通过一些绿色信贷、中长期债券、产业资本、储能专项基金，还有进出口保险、金融保险等金融工具，为更多储能项目提供多元化的融资渠道，激励和支持优质企业持续创新，打造更多更好的影响力强的领先产品。

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