文｜華夏能源網
當前，儲能行業正上演一場“冰與火之歌”。一方面，儲能行業進入高速發展期，裝機量高速增長；另一方面，行業亂象叢生，儲能電站利用率低下，企業間價格戰愈演愈烈，行業利潤被不斷削薄。
兩種表象的背后，都跟“強制配儲”政策分不開關系。以2024年為例，國內74.6%的儲能裝機都來自于新能源指標。但“強制配儲”導致新能源開發成本明顯增加，一些電站就去配置低劣的儲能系統，由此導致“想調的人不敢調，想用的人不敢用”。
如今，充滿爭議的“強制配儲”政策終于被叫停。2月9日，國家發展改革委、國家能源局下發《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》（發改價格〔2025〕136號）。
文件明確提出，新能源上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。文件同時強調，“不得向新能源不合理分攤費用，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”落幕，新能源電力入市全面推開，對于即將全面接受市場洗禮的儲能行業來說，無異于是一枚重磅炸彈。行業生態被重塑，更劇烈的大洗牌也將拉開帷幕。
系統之變：電力調節需求凸顯
近年來，以風電、光伏為代表的新能源發電與儲能上演了一場“相愛相殺”的大劇。
一方面，伴隨著新能源裝機的高速增長和高比例接入電網，其間歇性、波動性對電網安全的影響越來越大，消納問題越來越凸顯。而配儲則能有效平抑風光的波動性，消納多余的電能，從而保證整個電力系統的穩定運行。
另一方面，為了保障電網平穩運行，國內多數省區均下發了新能源配儲的強制性政策，由此也帶來了用能成本的上升，引起投資方、運營商不滿。畢馬威此前發布的數據顯示，配建裝機量20%、時長2小時的儲能，光伏電站的初始投資將增加8%—10%，風電場將增加投資15%—20%。
一邊是配儲的剛需，一邊是難以接受的成本，這一矛盾也成為了制約新能源發展的主要阻力。隨著136號文取消“強制配儲”，這場相愛相殺的“大戲”也將隨之結束。那么，不再與新能源綁定的儲能將何去何從呢？是否還有存在的意義？
對于這個問題，去年11月正式頒布的《能源法》早已給出了答案。其第三十二條明確提出：“推進新型儲能高質量發展，發揮各類儲能在電力系統中的調節作用”。調節的目的是為了保證電力系統的平穩運行，具體的方式包括調峰、調頻、調相、系統備用和黑啟動等等。
儲能的類型多種多樣，目前最為成熟且最受電網歡迎的當屬抽水蓄能。但是，抽水蓄能對地理條件依賴大，且建設周期長，增速有限。以鋰電池為代表的新型儲能建設周期短、選址靈活，尤其適合缺少水源的風光大基地地區。但是，對照抽水蓄能來看，新型儲能在使用壽命、功率衰減等方面還有很大的差距，因此電網調用的意愿并不強烈。
中國電科院數據顯示，目前中國功率型儲能實際運行壽命平均不足3年，而預期壽命是10年。能量型儲能實際運行平均壽命不足8年，而預期壽命是15年。電池系統實際循環壽命和電池單體實驗循環的壽命之比平均不足0.5，預期是0.85以上。
未來，使用壽命更長、功率衰減更低的儲能產品，將能更好地滿足電力系統的調節需求。儲能企業只有不斷提高產品性能，電網才會愿意調用，新型儲能才能與抽水蓄能一起，擔當起調節電力系統的重任。
值得注意的是，國內一些頭部企業已意識到這一問題，不斷強化技術并取得了突破。早在2016年，寧德時代就啟動了長壽命、零衰減技術的研發，并在2020年成功研發了3年零衰減的超長壽命電池，這也是業內首款循環壽命達到12000次以上的磷酸鐵鋰電池。數據顯示，搭載該款電池的儲能項目，投運三年以來始終保持額定容量，年利用率維持98%以上。
到了2024年，寧德時代又推出天恒標準20尺集裝箱儲能系統，搭載該系統的電芯能夠實現“首5年容量零衰減，首5年功率零衰減”，實驗室實測循環壽命超過15000次。使用此產品儲能電站可長期穩定供電，在很多大型復雜電網級電池儲能系統項目中有出色應用。
市場之變：行業洗牌將明顯加速
隨著“強制配儲”退出舞臺，儲能行業的市場格局也將發生巨變。
在“強制配儲”階段，部分儲能項目建設的初衷更多是為了滿足政策要求，這就導致“建而不用”的現象屢見不鮮。隨著“強制配儲”政策的取消，儲能市場釋放出的都是真實需求，配儲不是為了“建”，而是為了“用”。因此，投資方和運營商對儲能產品的要求也更加重視。
從目前的招標情況來看，投資方對儲能系統質量的重視程度也明顯提升。例如，有招標文件明確要求，投標企業必須具備自主研發電芯單體、PCS、EMS、BMS等能力；同時，對儲能系統的安全性檢測標準也更為嚴格，要求企業提供詳細的安全防護方案和事故應急預案，甚至投標人需承諾，近三年供貨的儲能系統產品無火災事故發生。
在新的市場環境下，劣質儲能產品將很快失去生存空間，優質儲能產品則會受到市場的熱捧，“良幣”驅逐“劣幣”將比大家想象的深度更快。從近期儲能項目開標來看，明顯可見的是中標企業集中度越來越高，新面孔越來越少，有品質保障的頭部企業更受歡迎。
另一方面，“強制配儲”政策取消后，價格戰問題將有望緩解。
在“強制配儲”階段，由于回報收益難以覆蓋配儲成本，投資方和開發商不約而同地選擇低價產品來降低成本，助長了低價中標的風氣。而一些企業為了中標不惜報出更低的價格，由此導致價格戰愈演愈烈，毛利率越來越低，整個行業滑向低價低質的深淵。
去年11月，在福建省寧德市召開的2024世界儲能大會上，寧德時代董事長兼CEO曾毓群對這種現象進行了“痛批”。他表示，能源安全關系國計民生，一旦整個行業被打上“低質低價”的標簽，那就是生死存亡的大問題。
隨著“強制配儲”政策的結束，很多渾水摸魚，靠低價競爭的企業將會被打回原形。此前，中國能源建設集團廣東省電力設計研究有限公司儲能技術中心主任楚攀就曾表示，如果沒有“強制配儲”政策，不少儲能公司業績可能會劇減五六成。
在未來，業績下滑、產品沒有競爭力的儲能企業，出局是遲早的事。能夠坐穩牌桌的，一定是那些能夠保持高利潤和高盈利的頭部企業，“強者恒強、弱者出清”的局面將成為儲能行業主旋律。
收益之變：須以盈利能力論英雄
伴隨著“強制配儲”退出的，是電力現貨市場的加速推進。
早在2022年，發改辦運行【2022】475號文就提出，進一步明確新型儲能市場定位，建立完善相關市場機制、價格機制和運行機制，提升新型儲能利用水平，這為新型儲能參與電力市場做出頂層設計。
本次136號文，再次加速電力市場化，首次在國家層面明確新能源全電量無差別參與電力市場交易，意味著新能源上網固定電價時代的結束。
隨之而來的是，儲能電站的收益模式也將發生改變。由于入市后新能源電價整體會進一步走低，配儲的收益會跟著明顯降低。新能源入市后，峰谷價差會縮小，依賴峰谷套利的儲能電站需要重算收益模型了。
實際上，近期以來，國內多家上市公司就發布因收入不及預期而終止儲能項目投建的公告，終止的項目涉及多個省份，其中甚至包括一向被認為峰谷價差較大、負荷較多、盈利預期較好的浙江省。
與之相反的是，也有許多優秀的儲能項目會通過深度參與電力市場，獲得不錯的收益。
位于浙江省紹興的新昌高新園區儲能項目，是浙江省“十四五”新型網側儲能示范項目之一。項目建設在新昌縣負荷集中區域主輸電節點，屬于電網側獨立儲能電站，建成后接受電網調度，可為電網提供調峰、調頻、調壓、熱備、緊急頻率支持、需求側響應等服務。
該項目一期規模為50MW/100MWh，可以提供±50MW的調峰與調頻容量，于2022年9月開工，12月底完成主體建設，2023年7月開始投入商業運行，主要通過調峰、調頻、共享儲能等模式獲得收益。2023年度，該項目一期實現收入約2900萬元，其中財政補貼2000萬元，參加輔助服務市場收入900萬元。
2024年度，浙江省現貨市場開通后，該項目一期參與交易，當年實現收入5000萬元，其中財政補貼1800萬元，參加電力現貨市場收入則高達3200萬元。
值得一提的是，該項目所采用的是搭載寧德時代先進電池的1500V液冷儲能技術的儲能系統。該產品具有效率高、電池溫差小壽命長、能耗低、占地面積小、環境適應性強等特點，整體可帶來15%-20%的度電成本下降，為客戶帶來更高收益。
“寧德時代不拼價格，要拼價值。不僅要創造高價值，儲能行業還要探索新價值，在未來電力市場開放的大環境下，讓電池成為優質投資品”。寧德時代董事長曾毓群曾表示。
電力市場化后，各儲能電站將迎來更加極致的成本-收益比拼，儲能初始投資成本和儲能度電成本將決定了項目的收益率，投資方、運營商將更關注儲能產品的綜合價值。在未來，那些能夠幫助業主提高收益的儲能產品將大放異彩。