2025 年 2 月 9 日，国家发改委与国家能源局联合下发《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》（下称通知）。这一文件的出台不仅预示着中国新能源发电模式正从以往依赖固定电价、补贴和保障性收购的路径向市场化竞争转型，也为中国储能市场发展带来了全新的发展契机与严峻考验。本文将从政策调整、市场机制等维度探讨本通知对中国储能市场的影响。
政策解读
一、打破强制配储的传统模式
通知明确规定，「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」，并以 2025 年 6 月 1 日为节点，划定存量项目及增量项目，纳入「机制电价」。
短期影响：
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本通知或导致短期内配储需求受影响。2024 年及以前，强制配储政策是中国储能市场发展首要驱动力。以 2024 年为例，新能源配储装机规模占比接近 40%。本通知发布后，预计部分低收益已规划未落地的新能源配储项目，预计将出现延后、或者取消规划的情况；
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通知发布后，预计新能源配储项目将在 531 节点出现抢装现象。与存量项目相比，增量项目的机制电价在最终竞价时存在一定波动性，因此部分企业可能会将风光项目提前至 6 月 1 日前并网，以规避复杂的收益测算和市场竞价规则，确保项目预期收益率的稳定。而当前储能抢装潮主要是跟随光伏项目的抢装节奏，配合光伏项目 531 节点，项目节奏整体前置所致。
- 取消强制配储，市场焦点转向独立储能，但独立储能经济性仍备受考验。追溯过往独立储能电站收入结构，新能源配储容量租赁费用一直是独立储能主要收入来源。取消强配政策后，容量租赁收入的可持续存疑，有待后续各省份出台具体政策措施支撑独立储能项目经济性。当前时点看，容量电价政策是潜在的政策方向之一。以内蒙古自治区为例，3 月 12 日，内蒙古自治区能源局印发的「内蒙古自治区能源局关于加快新型储能建设的通知」，明确了灵活的容量补偿标准。提出对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，每年九月底前公布次年补偿标准，补偿标准明确后执行时间为 10 年。2025 年度独立新型储能电站补偿标准为每千瓦时 0.35 元，2025 年 6 月 30 日前不能开工的独立新型储能电站项目不执行 2025 年度补偿标准。内蒙古作为独立储能装机高地，其政策动向或具备风向标意义。
二、市场化定价机制为储能增添「新活力」
通知在「完善现货市场交易和价格机制」方面，指出「适当放宽现货市场限价」。该项举措预计将使储能项目在现货市场中获得合理收益。在新能源出力时段的谷电（如光伏午间发电高峰引发电价塌陷）与系统调节资源稀缺时段（如晚峰负荷激增叠加新能源出力锐减）的尖峰电价双重作用下，现货市场的动态套利空间将持续扩张，配置储能的必要性将逐步提升。
总结
当前《通知》作为顶层设计文件，其核心在于构建制度框架，而具体实施细则需待各省市结合本区域市场特点，于 2025 年底前完成相关配套政策的制定。这一过渡期或导致行业出现暂时性波动，产业方需做好动态应对准备。另外，基于中国市场项目储备情况，并结合本通知指引，InfoLink 预计 2025 年中国储能市场新增装机规模将达 112 GWh，同比增速约 9%；若后续地方政策配套进度或激励工具（如容量电价机制、辅助服务补偿标准）力度低于预期，2026-2027 年或出现产业转型阵痛期。但考虑到新能源消纳刚性需求与电力系统灵活性缺口的长期存在，中国市场需求断崖式下滑可能性较小。
同时，储能行业或将经历洗牌。随着强配政策的取消，储能行业正经历着从粗放式增长向价值创造的战略升级。强配驱动时代，一些储能项目更多是为了满足政策要求而「盲目」建设，暴露出技术同质化严重、系统效率衰减快等结构性问题。随着取消强制配储，行业迎来范式重构——储能配置逻辑正从「政策达标」向「价值锚定」跃迁，经济性与全生命周期收益能力成为检验企业核心竞争力的第一标准。具有技术纵深度与商业模式创新能力的头部企业有望扩大市场份额，产业链或加速优胜劣汰，竞争格局走向优化。