2025年2月9日，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》，明確取消“強制配儲”政策，終結了自2017年青海省率先推行以來持續8年的新能源配儲強制要求。

業內普遍認為，這一政策轉向，標志著中國儲能行業正式從“行政命令主導”轉向“市場化需求驅動”。

過去，儲能行業在“強制配儲”政策的推動下，經歷了前所未有的快速增長。自2017年青海首次推行“強制配儲”以來，全國超23個省區市陸續出臺類似要求，推動儲能裝機規模呈指數級增長。數據顯示，2024年國內儲能裝機規模達111.6GWh，其中74.6%來自新能源項目的配儲需求。

然而，大量配儲設施建而不用、建而不調，造成了嚴重的資源浪費。據統計，截至2023年底，我國電源側強制配儲裝機占全部儲能裝機的比重為42.8%，但新能源配儲的平均利用率指數僅為17%，遠低于電網側獨立儲能的38%。這種低利用率不僅未能有效緩解新能源消納問題，反而增加了投資企業的負擔。另一方面，“強制配儲”政策還引發了低價無序競爭，大量廉價低質儲能產品涌入市場，形成了“劣幣驅逐良幣”的局面，嚴重阻礙了儲能行業的技術創新和高質量發展。

西部某省份的調研顯示，儲能平均每5天僅被調用一次，資源浪費嚴重。據悉，在西北某省2023年光伏配儲招標中，0.8元/Wh的報價已是行業成本線，卻有企業報出0.68元/Wh的“跳水價”。采購方將儲能設備視作“并網敲門磚”，這種心態導致2024年全國新型儲能裝機達7376萬千瓦，但實際調用率不足5%。

在此背景下，國家發改委、國家能源局聯合發布的《通知》明確指出，“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”。強制配儲取消后，儲能需求將更多由市場機制決定。例如，工商業用戶可通過峰谷價差套利（江浙地區價差超1元/度）自發配置儲能，這種內生性需求無需依賴行政指令。

隨著“強制配儲”政策的取消，儲能行業將迎來更加市場化、更加公平的競爭環境。新能源企業可以根據自身實際和市場需求靈活選擇儲能配置方式，無論是自建、租賃還是購買輔助服務，都將更加科學、合理。這將有助于提升儲能設施的利用率和經濟效益，推動儲能行業從“規模擴張”向“質量提升”轉變。市場化的競爭環境將迫使儲能企業加大技術創新力度，提升儲能產品的性能和質量。只有具備核心競爭力和創新能力的企業才能在市場上立足，這將有助于加速儲能行業的優勝劣汰和產業升級。

當然，新政的出臺也直接導致儲能市場進入陣痛期。2月新政落地后，已簽合同遭遇大規模違約，資本市場對儲能板塊估值下挫30%，而頭部企業股價卻逆勢上漲。行業進入青黃不接的真空期，中小企業面臨巨大困境。據華泰證券預測，2026年儲能裝機量可能因需求萎縮出現下滑，但長期看，市場化機制或將倒逼儲能回歸經濟性本質。

未來儲能行業將呈現“技術專精+渠道創新+跨界協同”的發展趨勢。具體來說，一是技術迭代加速，隨著市場競爭的加劇和技術創新的推動，全固態電池、壓縮空氣儲能等新技術將加快商業化進程，為儲能產業注入新的活力；二是金融工具創新，儲能資產證券化、綠色REITs等融資渠道將逐步打通，為儲能企業提供更多的資金支持；三是跨界融合深化，數據中心、5G基站等新型負荷將與儲能系統深度耦合，構建“源網荷儲”一體化生態，推動能源系統的整體優化和升級。

中國工程院劉吉臻院士提到，“儲能不是萬能的，但沒有儲能的能源體系注定殘缺�！睆娭婆鋬Φ穆淠粚φ麄�行業而言，既是挑戰，亦是機遇。