2025 年 2 月 9 日，國家發改委與國家能源局聯合下發《關於深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高品質發展的通知》（下稱通知）。這一檔的出臺不僅預示著中國新能源發電模式正從以往依賴固定電價、補貼和保障性收購的路徑向市場化競爭轉型，也為中國儲能市場發展帶來了全新的發展契機與嚴峻考驗。本文將從政策調整、市場機制等維度探討本通知對中國儲能市場的影響。
政策解讀
一、打破強制配儲的傳統模式
通知明確規定，「不得將配置儲能作為新建新能源項目核准、併網、上網等的前置條件」，並以 2025 年 6 月 1 日為節點，劃定存量項目及增量項目，納入「機制電價」。
短期影響：
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本通知或導致短期內配儲需求受影響。2024 年及以前，強制配儲政策是中國儲能市場發展首要驅動力。以 2024 年為例，新能源配儲裝機規模占比接近 40%。本通知發佈後，預計部分低收益已規劃未落地的新能源配儲項目，預計將出現延後、或者取消規劃的情況；
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通知發佈後，預計新能源配儲項目將在 531 節點出現搶裝現象。與存量項目相比，增量項目的機制電價在最終競價時存在一定波動性，因此部分企業可能會將風光項目提前至 6 月 1 日前併網，以規避複雜的收益測算和市場競價規則，確保項目預期收益率的穩定。而當前儲能搶裝潮主要是跟隨光伏項目的搶裝節奏，配合光伏項目 531 節點，項目節奏整體前置所致。
- 取消強制配儲，市場焦點轉向獨立儲能，但獨立儲能經濟性仍備受考驗。追溯過往獨立儲能電站收入結構，新能源配儲容量租賃費用一直是獨立儲能主要收入來源。取消強配政策後，容量租賃收入的可持續存疑，有待後續各省份出臺具體政策措施支撐獨立儲能項目經濟性。當前時點看，容量電價政策是潛在的政策方向之一。以內蒙古自治區為例，3 月 12 日，內蒙古自治區能源局印發的「內蒙古自治區能源局關於加快新型儲能建設的通知」，明確了靈活的容量補償標準。提出對納入自治區獨立新型儲能電站規劃的獨立新型儲能電站向公用電網的放電量執行補償，補償標準一年一定，每年九月底前公佈次年補償標準，補償標準明確後執行時間為 10 年。2025 年度獨立新型儲能電站補償標準為每千瓦時 0.35 元，2025 年 6 月 30 日前不能開工的獨立新型儲能電站項目不執行 2025 年度補償標準。內蒙古作為獨立儲能裝機高地，其政策動向或具備風向標意義。
二、市場化定價機制為儲能增添「新活力」
通知在「完善現貨市場交易和價格機制」方面，指出「適當放寬現貨市場限價」。該項舉措預計將使儲能項目在現貨市場中獲得合理收益。在新能源出力時段的穀電（如光伏午間發電高峰引發電價塌陷）與系統調節資源稀缺時段（如晚峰負荷激增疊加新能源出力銳減）的尖峰電價雙重作用下，現貨市場的動態套利空間將持續擴張，配置儲能的必要性將逐步提升。
總結
當前《通知》作為頂層設計檔，其核心在於構建制度框架，而具體實施細則需待各省市結合本區域市場特點，於 2025 年底前完成相關配套政策的制定。這一過渡期或導致行業出現暫時性波動，產業方需做好動態應對準備。另外，基於中國市場項目儲備情況，並結合本通知指引，InfoLink 預計 2025 年中國儲能市場新增裝機規模將達 112 GWh，同比增速約 9%；若後續地方政策配套進度或激勵工具（如容量電價機制、輔助服務補償標準）力度低於預期，2026-2027 年或出現產業轉型陣痛期。但考慮到新能源消納剛性需求與電力系統靈活性缺口的長期存在，中國市場需求斷崖式下滑可能性較小。
同時，儲能行業或將經歷洗牌。隨著強配政策的取消，儲能行業正經歷著從粗放式增長向價值創造的戰略升級。強配驅動時代，一些儲能項目更多是為了滿足政策要求而「盲目」建設，暴露出技術同質化嚴重、系統效率衰減快等結構性問題。隨著取消強制配儲，行業迎來範式重構——儲能配置邏輯正從「政策達標」向「價值錨定」躍遷，經濟性與全生命週期收益能力成為檢驗企業核心競爭力的第一標準。具有技術縱深度與商業模式創新能力的頭部企業有望擴大市場份額，產業鏈或加速優勝劣汰，競爭格局走向優化。