争议多年的“强制配储”政策近日被正式叫停。国家发展改革委、国家能源局联合发布的《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》明确指出，不得向新能源不合理分摊费用，且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。这一变动引发了储能行业的广泛关注，标志着储能行业将告别“强制配储”时代，新型储能企业或将迎来新一轮的市场洗牌。

自2017年青海省率先要求风电项目配套建设储电装置以来，“强制配储”政策在全国范围内迅速推广，推动了储能市场的快速扩张。截至2024年底，我国新型储能装机规模已达到7376万千瓦，远超国家能源局预期的2025年装机目标。然而，“强制配储”政策也带来了诸如投资成本增加、储能设施利用率低等问题。

政策转向后，储能行业将如何应对？中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，新的政策有助于推动储能项目从“强制配储”向“按需配置”转变，提升储能项目的利用率和多元化收益模式。他认为，新型储能参与电力市场化发展是必然趋势，符合未来电力统一大市场的发展趋势。

尽管新型储能的成本已大幅下降，但距离真正的市场化商业应用还有一定距离。短期内，由于入市后新能源项目投资成本回收的不确定性增加，新能源项目配储动力可能会下降。然而，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，国内海外市场出货量增长明显。

对于储能行业未来的发展，刘勇表示，2025年是新型储能由商业化初期向规模化发展的关键时期。未来储能产业将围绕安全经济、绿色低碳、数智化等方面展开新一轮竞争。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。

在“配储”方案方面，刘勇强调，各地应因地制宜划定储能规模和空间。他指出，我国各省份新能源资源禀赋和电力需求差异显著，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。

总之，随着新型储能装机规模的不断扩大和技术的不断进步，其在新型电力系统中的作用将进一步凸显。然而，经济性仍是储能产业规模化发展的关键因素。未来需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、现货交易等协同发展，提升配建储能利用率和场站收益水平，促进新能源消纳和电力系统的安全稳定运行。

（文章来源：每日经济新闻）