界面新闻记者｜马悦然

　　“政策调整后，储能不再作为新能源建设的必要条件，而是由投资方结合实际需求进行配置规划。目前各地电网接纳风光容量已达上限，新能源全面入市后收益不确定性增大，项目投资与开发速度或将减缓。”

　　日前，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接受界面新闻采访时表示。他提到的“政策调整”，指的是国家发改委、国家能源局于2月9日发布的《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》（发改价格〔2025〕136号）。

　　该文件旨在深化新能源上网电价市场化改革，其中对储能行业影响最大的是叫停了强制配储政策。这一变动意味着新能源入市后上网电价将面临波动，固定电价时代结束，终端用户将承担一定新能源消纳成本，对储能行业的未来发展构成挑战。

　　强制配储政策曾是推动储能产业高速发展的主要动力。然而，储能投资成本高且成本回收不确定，新能源发电项目将面临储能度电成本与现货交易价格提升值的对比权衡。如出现倒挂现象，将导致新能源项目无配储需求，直接影响新能源项目投资。

　　刘勇指出，尤其是光伏项目，因取消配储，多数原计划开工的储能项目将延迟，观望是否有支持新型储能的政策出台，短期内市场需求将减少。此外，新能源项目投资成本回收不确定性增加，配储动力下降，对储能企业产能规划和产品交付等方面都将带来不利影响。

　　多家储能企业也表示，大储项目短期内可能受到冲击，但长期来看政策利好，将促进工商业等储能类型发展。储能可分为大储（发电侧、电网侧）、中储（工商业）、小储（户储、便携储）。

　　刘勇建议，未来应积极推动新型储能发展从政策驱动向市场驱动转型，提升新型储能项目利用率和多元化收益模式。同时，应结合不同应用场景需求及工况条件，推动储能系统技术创新和迭代升级。

　　在中国能源研究会可再生能源专业委员会、储能与电力市场联合主办的储能行业2024年回顾与2025年展望大会上，华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏表示，目前是否投资储能，需对电力改革趋势有清晰判断。

　　王鹏指出，国内电力市场已走过三个阶段，目前正处于现货电力市场初期，容量市场、辅助服务市场建设迫切。136号文件是电力改革发展过程中的标志性事件，对构建新型电力系统、推动绿色发展机制顺畅及全国统一电力市场建设具有重要意义。

　　储能行业近期还出台了重磅新政策，即工业和信息化部等八部门印发的《新型储能制造业高质量发展行动方案》。该文件涵盖鼓励技术创新、防止低水平重复建设、拓宽应用领域等多个方面，对加持储能市场热度、推动产业升级具有重要意义。

　　尽管储能行业已步入深度变革与高速发展交织的全新阶段，但仍面临多元化技术路线不确定性、价格内卷、成本疏导等挑战。据寻熵研究院统计，去年中国储能新增并网项目规模同比增长115%，预计今年在基准场景下新增并网规模有望达到59%的增速。

（文章来源：界面新闻）