近日，国家发展改革委、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》（发改价格〔2025〕136号）。
《通知》要求，强化改革与优化环境协同，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。
沉疴已久：储能建而不用
强制配储是中国储能发展的重要驱动力，为储能行业提供了稳定的增量市场，尤其支撑了发电侧储能（如光伏、风电配储）的装机需求。
中国工程院院士饶宏在2024年指出，全国有28个省(区、市)出台10%—20%新能源配储政策，新能源配储占电源侧储能比重超过80%。
然而，因为储能政策环境和商业模式不成熟，建而不用、利用率低等问题广为行业诟病。
究其原因，一方面，储能对新能源消纳的价值并未得到有效验证；另一方面，一刀切地将新能源企业和储能企业强制配对，部分项目为应付政策而选择低效储能设备，造成了大量资源浪费。
据中电联发布的统计数据，尽管电源侧成为储能建设的重要阵地，新能源配储装机占比高达41.05%，但2024年上半年平均利用率指数仅为31%。
储能行业趋势
强制配储政策的取消，可能对行业造成阵痛，部分缺乏经济性的配储项目可能被搁置，短期内电源侧储能需求下滑，已规划的储能项目可能面临延期或取消风险。但长期看，此次政策将推动储能从“强制配储”转向市场驱动的“自愿配置”，电力市场化改革的深化（如分时电价、现货交易）将成为储能可持续发展的核心支撑。
1、强制配储→自愿配置：取消强制配储不意味着企业不再建设储能。新能源发电带来的波动性依然存在，而且随着强制配储取消，以及此次新能源的“全面入市”，电价的波动反而会更加剧烈。
近两年来，山东、山西现货市场在新能源出力高峰期出现的持续低电价甚至负电价。2025年1月19日-20日，浙江电力现货市场最低价出现-0.2元/度，利益将驱动新能源项目自愿配储。
2、配储更实际：在弃风弃光严重、电网接入受限的区域，新能源项目仍会主动配储以提升消纳能力，但配储比例和时长将更贴合实际需求。
3、尾部企业淘汰：取消强制配储后，储能项目的投资将更多由实际经济性决定。新能源企业将通过成本收益分析自主选择是否配储，倒逼储能行业提升技术、降低成本，向更高容量、长寿命、高安全性发展。储能行业将加速低质企业出清，头部集成商和电芯厂商将凭借技术优势进一步巩固地位。
4、商业模式更加多元：新能源上网电价市场化改革（如峰谷电价扩大、现货市场完善）将增强储能的套利空间。储能可通过参与辅助服务（调频、备用容量）、需求响应等获取收益。若引入容量电价机制，储能固定成本回收将更稳定，商业模式更加多元化。
5、投资重心变化：政策取消后，储能投资重心可能向电网侧（如独立储能电站）和用户侧（工商业储能、虚拟电厂）转移，这些领域更依赖市场化收益机制，灵活性更高。
6、规模化发展：大型储能项目将逐渐成为主流，为电力系统的稳定运行和可再生能源的消纳提供有力支持。
7、智能化管理：人工智能等技术的应用将推动储能设施的智能化管理。通过实时监测、预测和优化储能设备的运行状态和电力交易策略，实现储能设施的高效运行和最大化收益。
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