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国家发改委、国家能源局于2025年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》中明确提出,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。这一政策调整标志着中国储能行业从“政策驱动”向“市场驱动”的转型,新型储能的未来发展将呈现以下趋势:
### 一、**市场化导向增强,储能价值回归经济性本质**
1. **强制配储政策退出,储能需求转向市场化激励**
此前,全国28个省(区、市)要求新能源项目按装机容量的10%—20%配建储能,但该模式导致储能利用率低、成本压力大,甚至出现“建而不调”现象。新政取消强制配储后,储能项目的经济性将成为核心驱动力。未来,储能需通过峰谷价差套利、容量租赁、辅助服务收益等市场化方式实现盈利。
2. **电力市场机制完善推动储能收益多元化**
随着新能源全面入市,现货市场、辅助服务市场等交易机制逐步成熟,储能的调峰、调频、备用等价值将更充分体现。例如,独立储能可通过参与现货市场峰谷价差(如0.2—0.3元/kWh)和容量补偿获得收益。此外,政策鼓励新能源与储能联合参与市场,通过分时中长期合同提升收益。
### 二、**技术降本与创新加速,行业向“卷价值”转型**
1. **电化学储能技术持续突破,成本进一步下降**
2024年,锂离子电池储能系统成本已降至约0.3元/Wh(同比下降43%),预计2025年成本将进一步降低30%以上。同时,钠离子电池、液流电池等新技术进入规模化应用阶段,例如首个百兆瓦时级钠离子电池储能项目已并网。
2. **储能系统集成与智能化水平提升**
标准化、模块化设计成为主流,头部企业通过技术创新(如“一体多用、分时复用”模式)提升系统效率,降低全生命周期成本。市场将更注重储能的循环寿命、安全性和调度灵活性,而非单纯低价竞争。
### 三、**独立储能与共享储能成为主流模式**
1. **独立储能项目迎来发展机遇**
新政为独立储能提供了更清晰的市场定位。通过容量租赁(如电网企业或新能源企业租用储能容量)、峰谷套利和辅助服务收益,独立储能项目有望实现正收益。例如,内蒙古和新疆已通过独立储能模式解决新能源消纳问题。
2. **共享储能模式探索新路径**
共享储能通过集中建设、灵活调用,可降低新能源企业的初始投资压力。但当前仍面临容量租赁价格下降、出租率低等问题,需政策进一步细化容量补偿机制和市场准入规则。
### 四、**政策与标准体系完善,行业规范化发展**
1. **安全标准与监管趋严**
2024年多地发生储能安全事故,北京、广东等地已出台地方性安全管理规范,并推动电化学储能管理平台建设。预计2025年将新增更多国家标准(如电池防火、运输规范),推动行业安全技术升级。
2. **政策支持转向市场机制设计**
例如,国家能源局提出完善现货市场负电价机制、5分钟结算机制等,以体现储能的实时调节价值。此外,绿证与市场化交易协同机制(如差价结算电量不重复获得绿证收益)也将优化储能收益结构。
### 五、**行业洗牌加速,头部企业主导市场**
1. **价格战持续,中小企业面临淘汰**
2024年储能系统中标均价同比下降43%,大量企业利润空间被压缩,部分中小企业退出市场。2025年行业集中度将进一步提升,头部企业(如宁德时代、比亚迪)凭借技术、规模和国际化布局占据主导。
2. **国际化布局成为新增长点**
2024年中国储能企业海外签约规模超150GWh,主要面向欧美、东南亚等市场。未来,具备技术优势和成本竞争力的企业将通过海外市场(如光储一体化项目)拓展增量空间。
### 总结与展望
新型储能的未来发展将呈现“市场化主导、技术驱动、安全规范、头部集中”的特征。尽管强制配储政策退出可能短期抑制装机增速,但长期来看,市场化机制将推动储能从“被动配套”转向“主动盈利”,行业进入高质量发展阶段。预计2025年底,中国新型储能累计装机有望突破1亿千瓦,并在全球市场中占据更重要的地位。
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