目录政策背景对新能源行业的影响对储能行业的影响对投资和市场的影响地方政策差异国际政策对比市场数据、企业反馈和专家观点
政策背景
2025年2月9日，国家发改委和国家能源局联合发布《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》(136号文)，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"。这标志着实施近8年的新能源发电强制配储政策被正式叫停。
所谓"强制配储"，始于2017年青海省要求新建风电项目按规模10%配套建设储能。此后全国有20多个省区市跟进出台类似要求，且储能配置比例和时长不断提高，部分地区提高到装机容量的30%。这些规定的初衷是在"双碳"目标下推动储能产业发展，提升电网调节能力，促进新能源消纳。
然而随着政策实施，问题逐渐暴露：一方面，"强制配储"大幅增加了光伏、风电电站的投资成本，让项目业主负担沉重，对此业界长期争议不断。另一方面，不少新能源场站被动加装的储能在并网后利用率极低，成为"摆设"。据统计，截至2024年，全国新型储能装机规模虽达到约111.6GWh，其中超过74%是为了满足新能源项目配储指标而建设，但2022年新能源配建储能的平均等效利用系数仅6.1%，2024年上半年日均运行时间仅3.74小时，年均利用率约31%。大量储能设备"建而不用，一建了之"，既造成资源浪费，也难以发挥保障电网的作用。
业内权威人士也多有批评：如宁德时代董事长曾毓群曾在2024世界储能大会上痛批行业出现"低质低价"恶性竞争，警示这种畸形发展将危及行业生存。综合来看，过去的强制配储政策在快速催生储能规模的同时，也引发了效率低下和无序竞争的问题。
因此，主管部门此次调整政策，取消新能源项目配储的硬性规定，意在解除行政束缚，让储能回归市场驱动，以提高储能利用效率、优化投资结构，推动新能源与储能产业的高质量可持续发展。
对新能源行业的影响
降低新能源发电成本，提升项目收益：强制配储政策取消后，光伏、风电等新能源发电项目的投资压力显著减轻。过去为了获得项目审批，开发企业不得不额外投入建设配套储能，往往使项目总投资增加20%左右甚至更多，拉长了回本周期。现在这一负担解除，相当于为新能源项目"减负"。不少新能源电站业主对此拍手称快，认为光伏电站是否配储应由企业根据自身需要和市场情况决定，而不应由行政命令主导。
强制要求取消后，新能源项目投资回报率（IRR）将有所提高，项目经济性增强，这有利于提振投资者信心，加速项目落地建设。例如，一家青海光伏电站负责人直言"早该如此"，过去被动配储导致储能长期闲置，现在企业可自行决定是否配储，更有利于项目效益最大化。风电运营商新天绿能也表示，此次调整结束了新能源项目开发中普遍存在的强制配储要求，今后新建风电项目将按照新政策指导执行。整体来看，取消强制配储有利于降低新能源发电单位千瓦投资成本，释放更多资本用于扩大发展规模，长期看将推动风电、光伏装机的稳步增长。
全面入市竞争，促进行业优化：需要注意的是，新政不仅取消了强制配储，也宣告了新能源上网固定电价时代的结束。136号文要求新能源上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格，新建项目不再享受以往的保障性收购和固定电价"保护伞"。这意味着光伏、风电要与火电、水电等传统电源同台竞争电价，未来上网电价波动将成常态。过去几年，多地试点新能源"竞价上网"已显现价格下行趋势，例如2024年甘肃光伏、风电市场交易电价较上一年大幅下降了约37%。
在这种背景下，取消配储为新能源企业减负的同时，也提高了其市场竞争与自我平衡的要求。没有了固定补贴和强制配储，新能源发电企业必须更加注重发电效率和市场收益，通过技术和管理优化来应对价格波动。
业内分析认为，未来优胜劣汰将加速，发电成本高、效率低的企业可能因竞价劣势被淘汰；反之，积极运用高效储能、智能预测调度等手段的新能源企业将占据优势。一方面，新能源场站将加强功率预测和灵活调度能力，甚至通过"打捆"模式（如"新能源+火电""新能源+水电""新能源+负荷"等组合）参与市场，以获取更稳定收益。另一方面，尽管不再被强制要求，一些新能源企业可能自愿配置储能来提高并网品质或套利峰谷电价差。当新能源需自行承担平衡责任和消纳成本时（不平衡部分可能需要低价出清或被限发），配置储能可以在低价时段存电、高价时段卖电，对冲电价波动风险。
有专家直言，随着新能源全电量参与市场交易，倒逼发电侧配置储能成为利润驱动的选项：当前储能成本下降明显，光伏电站可考虑配套一定储能，通过优化调度和峰谷套利来增收。因此，新政下新能源企业短期受益于成本下降，但中长期仍需提升自身技术和运营能力，在市场竞争中胜出。这种转变将促进行业更健康发展，光伏、风电等新能源发电将告别粗放式扩张，进入"提质增效、优胜劣汰"的新阶段。
对储能行业的影响
短期阵痛：需求骤降与行业洗牌。"强制配储"叫停对储能行业可谓短期冲击巨大。过去几年新能源配储是储能市场高速增长的主要驱动力，一夜之间这一驱动消失，直接导致发电侧储能需求下滑。许多此前依赖新能源项目的储能设备订单被紧急取消或推迟，有企业形容这是"生死存亡的考验"。
据第一财经报道，新政发布仅四天后，就有光伏电站客户致电供应商取消了此前下的储能设备订单，甚至不惜赔付违约金来撤单。深圳一位储能厂商负责人在政策出台半个月内连续接到3家客户终止合同的通知，涉及订单金额达数千万元，导致企业生产计划被打乱，库存积压、资金链紧张等问题接踵而至。东莞一家公司也遭遇类似困境：至少两家系统集成商要求暂停合作，其中一笔订单客户甘愿赔违约金退单。订单骤减直接冲击了储能企业的经营。
数据显示，2024年上半年我国储能行业净利润整体下滑24.23%，毛利率降至23.37%，经营现金流同比暴跌282.69%。很多中小储能企业本就利润微薄，此次需求突变更是"雪上加霜"，行业整合洗牌难以避免。一些企业被迫收缩计划、寻求转型或合作自救，有公司尝试开发新产品、新市场或与他企共享资源以降低成本，但受制于技术和同质化等因素，短期成效有限。可以预见，储能行业将进入加速淘汰期：缺乏技术和资金实力、过度依赖政策红利的低效产能将被淘汰出局。
长远机遇：价值驱动与模式转型。尽管短期阵痛不小，但业界普遍认为此次政策调整有利于储能行业长远健康发展。首先，强制配储时代"一哄而上、劣币驱逐良币"的乱象有望扭转。过去电力央企为拿新能源项目指标而被动配储，招标中往往是谁报价低就选谁，导致一些成本低廉、质量堪忧的小厂商中标，以次充好，扰乱了行业秩序。
取消强制要求后，这些只能靠低价竞争的储能企业将失去订单来源，优胜劣汰将加速。正如有评论所称，强制配储退出后，那些"低价低质"的储能企业恐怕只能"洗洗睡了"。市场出清低效产能的同时，反而为技术过硬、方案经济性好的优质企业腾出了发展空间。储能产业将从"政策驱动"转向"价值驱动"。储能项目是否建设、规模多大，将由电力系统调节需求和盈利前景来决定，而不再是行政命令。这迫使储能企业通过技术创新和商业模式创新来证明自身价值，如利用峰谷电价差套利、提供调频调峰等辅助服务获取收益，而不能再靠政策红利"躺赢"。行业龙头鹏辉能源就指出，此举意味着储能产业从"要我建"进入"我要建"新时代，企业必须更主动地挖掘储能应用价值，从长远看对储能产业是利好。
其次，新政将推动储能模式多元化发展。过去储能装机的大头在发电侧，如今发电侧需求降低，调节重任可能转移到电网侧和用户侧。这反而打开了独立储能、共享储能的新市场：无需附属于某个电站的独立储能电站可以作为独立电源参与调峰填谷和电力现货交易；共享储能则通过电网调度，为周边多个新能源电站或用电客户提供共享的储能服务，提高利用率和经济性。不少业内人士预测，未来独立储能和共享储能将成为主流模式。
再次，用户侧储能迎来机遇期。相较发电侧被动配储，工商业用户侧自愿配储的经济性更为明确，被认为是目前发展最良性的储能细分市场。对于自发自用的工商业光伏，白天富余的电量存储起来、晚高峰再用，可以有效节省高峰电费。由于工商业峰谷电价差较大，这类储能投资回报率相对有保障。例如在浙江，不少企业安装光伏并配套储能，实现白天两次充电、晚高峰两次放电，每度电的储能收益价差可超过1.1元。
可以预见，在政策解绑后，各地政府、储能企业和新能源业主会将目光更多投向用户侧储能领域——地方可能出台鼓励政策，储能厂商研发更安全高效的电池产品，光伏风电业主主动探索储能在负荷侧的应用——进而有望迎来用户侧储能建设热潮。更重要的是，这种发展是建立在经济效益基础上的，将比过去行政摊派式的发展更加健康良性。
总之，强制配储取消是储能行业转折点：短期阵痛之后，行业将走上"以需定建、按价值配置"的高质量发展之路，迈入市场驱动新时代。
对投资和市场的影响
资本流向与投资决策转变：政策取消后，新能源和储能领域的资本布局将有所调整。对于新能源项目投资而言，项目不再被强制绑上储能的"附加包"，每个光伏或风电项目的资本开支（CAPEX）需求下降，这提高了项目财务内部收益率，增强了投资吸引力。许多社会资本和电力企业因此预期可以用同样的预算开发更大规模的新能源装机，或将节省的资金投入其它增值措施（比如更高效的设备、数字化运维系统等），从而提升项目整体收益水平。这对加快新能源投资形成正向激励，有望促使新能源装机保持高速增长。
当然，随着新能源发电全面参与电力市场，投资决策也变得更加复杂。固定上网电价时代结束后，新能源项目未来的现金流将随行就市，存在不确定性。为稳定投资预期，136号文中引入了支持新能源可持续发展的价格结算机制，借鉴英国CFD（差价合约）模式：当市场电价低于某基准电价时给予补偿，高于则扣回超出部分。这一机制为新能源项目提供了一个"价格锚"，保障其长期收益基本稳定。
有了此类托底安排，加上新能源发电成本近年来大幅下降（如我国风机设备成本比全球均价低24%），新能源投资的整体吸引力依然可观。但是短期内部分投资者可能持观望态度：在各地细则落地、电力现货市场完善之前，项目收益的不确定性增加。正如行业专家所指出的，由于储能投资成本高、回收周期不确定，新能源开发商在当前市场下会权衡"储能度电成本"与现货电价收益的对比，如果发现收益倒挂，就不会配置储能，这在一定程度上可能使新能源项目投资放缓。
刘勇秘书长分析称，尤其对光伏项目来说，配储主动性本就不足，如今取消强制，原计划要开工的发电侧储能项目多数将延迟，开发商会观望有无新的储能支持政策出台，短期内新能源项目"不配储"或"缓配储"的现象会增加。因此，今年新能源项目推进节奏可能略有调整：一些前期规划了储能的项目需要重新测算收益后再决策开建。总体而言，新能源投资将更加市场化和审慎，但长期资金仍将青睐这一板块，因为政策的总体导向是保障新能源的平稳入市和持续发展。
储能投资走向市场化细分：强制配储取消后，储能这一环节的投资逻辑也在改变。过去储能与新能源项目"捆绑"建设，开发商把储能视作拿指标的必要成本，如今解绑后，发电侧储能不再是新能源投资的标配选项，大量资本将从新能源配储领域释放出来。这些资金下一步可能有三种去向：(1)不再投入储能，直接节省下来提高新能源项目收益或用于更多新能源项目开发；(2)转向电网侧储能：电网公司或第三方将投资独立储能电站，以提供调峰填谷、调频等辅助服务来平衡新能源波动；(3)转向用户侧储能：面向工业园区、商业楼宇等用电侧的储能项目，以获取峰谷价差收益和提升供电可靠性。
这实际上意味着储能投资进入了一个更市场化、多元细分的时代。短期看，大型集中式储能项目投资可能放缓甚至出现空窗期，因为相关项目要重新论证商业模式；一些储能厂商预计上半年排产的产品可能延迟交付，企业前期采购的原材料、产能规划需要调整。
但长期看，政策的明朗会吸引更理性的投资：没有了行政要求，资本将更倾向于投向有真实需求和盈利空间的储能领域。例如，电网侧调节压力大的地区，独立储能电站有望获得稳定的调峰/容量补偿收益，会吸引电网和社会资本共建；峰谷电价差大的地区，工商企业自建储能节省电费的动力强，也会催生用户侧储能服务的投资机会。
一些原本专注于配储业务的储能企业，可能转型为"储能运营商"，自建自营储能电站，通过参与电力现货、辅助服务市场获得回报。值得关注的是，中央文件要求各地在2025年底前出台并实施新能源全面入市的具体方案。未来各地可能推出储能参与电力市场的配套政策，如调频调峰市场准入、容量补偿机制等。这些政策如果明确储能收益渠道，将进一步提振储能独立投资的热情。
总体来说，强制配储取消让储能投资从"附属角色"转为独立市场主体，资金将更加注重储能项目本身的经济可行性。短期储能新增装机增速预计会放缓，但装机规模仍将持续增长：有报告预测2025年我国储能新增并网规模仍可达约69.6GW/177.2GWh，增速约59%，虽低于前几年翻倍的水平但基数更大。同时，电力央企等大型投资主体因项目成本降低，现金流压力缓解，投资信心有所回升。
可以预见，未来新能源和储能投资将更加理性、高效：资本不再被动"一窝蜂"上马配储，而是根据实际价值精准投放，从而提升整个新能源电力系统投资回报水平和可持续性。
地方政策差异
各地政策调整与衔接：强制配储作为地方主导的措施，此次被中央叫停后，各省市面临政策衔接和调整的问题。由于各地新能源发展程度和电网条件不同，过去出台的配储要求差异较大，地方政策的解绑力度与节奏可能有所不同。
例如，在政策取消前，广东省曾于2024年2月初发布文件，要求2025年及以后首次并网的海上风电、陆上风电和30MW以上光伏项目按不低于10%装机容量、2小时时长配储，新项目甚至允许跨地市共建储能。宁夏则在2024年末明确增量新能源项目并网前必须完成储能配置，未配储的存量项目在消纳困难时将优先被限电10%。
这些地方性的强制配储文件如今与国家新政相抵触，需要及时废止或修订。这方面已有动作：多省份近期宣布废止或调整一批无法按期推进的风电、光伏项目，在一定程度上反映出地方对新能源项目重新梳理、确保高质量发展的态度。比如2024年2月，福建省发改委一次性废止了10个总规模1.143GW的水面光伏项目，因为受国家要素保障政策调整等因素影响，这些项目已不具备开发条件。被取消的项目业主包括三峡集团、国家能源集团等央企巨头。
同日河北省公示了拟调整的46个风光项目（总计6.03GW），其中4个光伏项目直接取消建设，原因多是未按时核准或不具备条件。自2024年以来，内蒙古、安徽、贵州、江苏、广西、陕西、山西、福建、河北等地陆续公布新能源项目指标的废止、移出或收回名单，清理了不少"难产"项目。这些举措表明地方政府在贯彻高质量发展要求，清理落后或停滞项目，为更有潜力的新项目腾空间。
可以预见，各地会借此次机会修订完善新能源项目管理办法：取消将配储作为前提条件的硬性规定，但可能通过引导性政策鼓励合理配置储能。比如，一些省份可能在新能源项目竞争性配置评分中给予自带储能的项目适当加分，或者对主动配储的项目在并网消纳上提供便利（如优先调度权）。但总体上，"一刀切"式的强制要求将不复存在，地方将更注重市场机制的运用。
文件也要求各地2025年底前出台具体方案，在实施中遇到问题及时向国家反馈。因此，未来两年是地方政策调整过渡期：一些先前出台的配储文件会加快废止或转为指导意见，各地会结合自身新能源消纳能力制定差异化措施。有的可侧重电网侧扩容和调节能力建设，以吸纳更多新能源；有的则鼓励用户侧削峰填谷和需求响应，减轻发电侧的平衡压力。
总之，各地政策将从过去直接要求每个新能源项目带储能，转向更系统化的思路，通过市场化手段和基础设施提升来解决新能源消纳问题。这种转变考验地方决策智慧，但也为探索更优化的新能源+储能发展模式提供了契机。
国际政策对比
他山之石：市场机制主导 vs 行政配套要求。相较中国此前的"强制配储"做法，国际上主要新能源大国普遍没有硬性规定每个新能源电站必须配置储能，而是通过市场激励和配套政策来推动储能发展。
比如美国，联邦层面没有强制可再生能源+储能绑定的要求，各州更多依赖电力市场价差和政策激励引导储能部署。结果在经济性驱动下，美国近年光伏与储能一体化项目激增。据统计，截至2023年底，美国拟建电源项目中有47%是混合电站，其中92%为光伏+储能项目。也就是说，几乎一半的未来新能源容量计划都是"打包"了电池储能，这完全是市场逐利行为使然：储能可以帮光伏等新能源提高出力的可调节性，利用电价峰谷差额赚钱，再叠加美国《通胀削减法案》(IRA)提供的储能投资税收抵免等奖励，大批新能源项目主动选择配套电池而非被强制要求。
以可再生能源大州加州为例，早在2013年加州公共事业委员会就制定了到2020年部署1325MW储能的目标（仅限于公用事业侧），这一储能强制采购令推动了当地大规模电池电站的兴起。如今加州的新建大型光伏电站几乎清一色带有储能，被戏称为"光伏+储能市场"取代了纯光伏市场。但需要指出，加州的做法是从电网角度要求总体储能规模，并未强制每个光伏项目都配储，而是由公用事业通过招标采购集中式储能或光储混合项目来满足目标。这与我国过去每个项目摊派储能的模式有所不同。
欧洲方面，各国更倾向于通过电力市场改革和辅助服务机制来促进储能。例如英国采用"容量市场+辅助服务+合同差价(CfD)"等组合拳：风电、光伏通过CfD锁定长期电价保障，并不要求配储能，但如果储能能够参与平衡服务，就能从频率响应、备用市场中获取收益。欧洲电网允许实时电价和负电价的出现，倒逼新能源场站在电价低甚至倒贴时减少上网、在高价时增加出力，这实际上给了储能套利空间。例如德国、法国都有峰谷价差和调频市场，不少企业投资电池专门提供频率调节而盈利。
总体来看，欧美国家更依赖市场信号和配额制（如可再生能源配额、容量拍卖）来引导储能，而不是直接要求新能源项目带储能。因此，其优点是资源配置效率高，储能会在最需要的地方出现，但缺点是在市场机制不完善或利益不到位时，储能发展可能滞后于实际需求。
除此之外，一些新兴经济体也在探索不同模式。比如印度近年来推出"可再生能源搭配储能"的招标项目，要求中标方在晚高峰提供稳定出力，相当于变相"强制"这些项目配备一定容量的储能或备用化石电源，以保障供电可靠。这种路径确保了高比例新能源接入的可靠性，但代价是项目成本上升，电价竞争力下降，需要政府给予长期购电合同支撑。
相比之下，中国此前的强制配储覆盖面更广、力度更大，推动了全球规模最大的储能市场迅速形成，但也带来了如上讨论的弊端。如今中国选择回归市场导向，与国际趋势是一致的：即通过完善市场机制、制定调峰调频交易规则、给予必要财政激励等"软性"手段来让储能发挥作用，而非行政命令"一刀切"。
不同路径的利弊在实践中也很清晰：行政强推见效快，但易引发效率和质量问题；市场引导虽稍缓，但更可持续高效。中国新政实际上是吸取经验教训后的矫正，未来储能角色将更多由市场价值决定。这也使中国的新能源+储能发展模式更加贴近国际上成熟电力市场的通行做法，有利于与全球能源转型接轨。
市场数据、企业反馈和专家观点
行业数据速览：经过多年的快速发展，中国新能源和储能产业已达巨大规模。截至2024年底，我国风电和太阳能发电为主的新能源装机规模达到14.5亿千瓦，历史上首次超过火电装机规模；其中光伏约8.9亿千瓦、风电约5.6亿千瓦，新能源在电力版图中的占比持续提高。
储能方面，截至2024年底，新型储能（主要指电化学等非抽水储能）累计装机达到约73.76GW（约等于7376万千瓦），是国家能源局原先设定2025年目标（约30GW）的两倍多。可以说，强制配储政策曾在短期内催生了全球最大的储能市场。但如前所述，这些储能装机中相当一部分利用率偏低，2022年新能源配建储能年均利用率仅约31%。
另据中电联数据，2022年全国风电光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，但由于局部消纳不足，仍有一定比例的弃风弃光。尤其2023-2024年间，在新能源爆发式增长背景下，一些地区出现新能源发电量增速低于装机增速的反常现象。有统计称：2024年光伏装机比上年增加了2.7亿千瓦，但总发电量不升反降。这凸显了在没有足够灵活调节能力时，大规模新能源并网会造成严重的出力浪费。
上述数据一方面说明储能等调节资源的重要性，另一方面也印证了此前配储模式需要改进——储能的建设不能只看数量，更要看效果。基于此，新政提出后，业界高度关注2025年及以后的储能新增趋势。有研究机构在2024年储能行业年会上发布展望称，2025年我国储能新增并网规模增速将明显放缓，预计新增储能约69.6GW（177.2GWh），同比增长59%，增速不及前几年动辄翻番，但储能市场新增规模仍会继续扩大。
这意味着即使取消强制配储，储能市场不会停滞，只是发展动力从行政命令转为市场需求拉动，增速趋于理性。随着新能源装机基数越来越大，系统每增加一定比例的调节性资源（储能、抽水蓄能、需求响应等）所起的作用也更为显著。可以预见，未来几年储能投运规模仍将保持全球领先，只是项目类型和商业模式将更加多元。
企业应对举措：政策调整给产业链上的企业带来了机遇与挑战。新能源发电企业普遍欢迎这一利好，尤其大型央企、国企等过去承担了大量配储任务的发电集团。多家新能源公司在投资者问答或公告中表示，强制配储要求的结束将降低新项目的建设成本，公司将根据政策调整规划后续项目。
可以预料，在没有硬性约束后，新能源开发企业会更专注于提升项目收益率：例如，通过更精细的选址和设计降低度电成本、通过参与市场交易获取更高电价、以及探索与其它电源联合运行来平滑波动等。
储能设备与集成企业方面，两极分化明显：一些过度依赖发电侧配储订单的中小企业面临生存压力，不得不缩减产能、推迟IPO或寻求兼并重组；而技术实力强、业务布局广的龙头企业则在谋划长远布局。例如，电池供应商鹏辉能源表示政策让"要我建"时代画上句号，储能行业进入"我要建"新阶段，公司将积极适应从政策驱动到市场驱动的转变。
电气设备厂商盛弘股份认为储能需求将转向价值驱动，企业需通过峰谷套利、调频等证明经济价值，预期短期行业需求下降对装机有冲击，但长期将促进行业优胜劣汰，高质量企业反而获得更大空间。南方电网旗下的南网储能公司则分析，新政有利于新能源高质量发展，发电侧储能需求降低后，调节重任可能部分转移到电网侧和用户侧，公司将关注各地2025年前出台的新机制，并呼吁完善储能商业模式以确保规划目标实现。
电力用户和第三方储能运营商也在密切关注形势。一些工业企业看到峰谷电价差机会，计划投资自有储能削峰填谷；一些独立储能运营商则期待电网出台调峰辅助服务补偿办法，以便其大型独立储能电站获得稳定收益。总体而言，企业界的反馈可以概括为：短期谨慎、长期乐观。短期订单减少、盈利承压已成既定事实，很多公司采取措施"过冬"，比如精简库存、优化现金流、寻找合作伙伴共担风险等。
但展望长远，大多数企业认同政策转向市场化是正确方向，倒逼行业转型升级，培育健康生态。
专家解读与观点：政策发布后，众多行业专家和研究机构发表了见解，普遍认为取消强制配储不是简单退出，而是管理思路的升级。21世纪经济报道引用业内人士的话指出，新政通过解除行政干预来激发市场内生动力，推动技术进步、商业模式创新和产业链协同，最终促成储能产业生态的自我优化。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇评价，新政策推动储能从"强制配储"向"按需配置"转变，加快提升储能项目利用率和多元化收益模式。他强调，各地政府也需转变思路，避免再"一窝蜂"上产能，应结合当地资源禀赋和产业基础打造有特色的新型储能产业集群。
另一位专家王鹏（华北电力大学国家能源战略研究院院长）在储能行业年会上表示，现在判断是否投资储能，需要对电力市场改革走向有清晰认识——这表明储能发展日益与电改大局融为一体，政策调整是在为更大规模新能源消纳做铺垫。国际方面，牛津能源研究所研究员秦炎在社交平台评价称，中国这一更市场化导向的电价政策将推动可再生能源的大规模应用，同时确保电力系统稳定运行。
不少专家还以案例和数据论证了新旧政策的利弊：如上述曾毓群的发言、青海光伏电站储能闲置的案例，都被频频提及，以说明强制配储导致的"建而无用"问题。
第一财经等媒体的深度报道则提供了一线视角：他们采访的储能企业主坦言行业已进入"加速整合的残酷阶段"，但也指出"取消行政化强制措施之后，这一发展高峰（指储能）是健康良性的"。综合专家和业界观点，大家达成的共识是：政策解绑并非放弃储能，而是为了以更市场化的方式更好发展储能。储能作为缓解新能源波动、保障能源安全的关键技术，其重要地位没有改变。
展望未来，随着新能源全面入市运行，电力系统对调节能力的需求确定存在且不断增长，新型储能市场需求将在新的机制下迎来新一轮上升周期。只是这一次，增长更注重质量效益而非数量指标。正如业内评论所言："储能肯定要大发展，但是以往的发展模式存在严重问题——有装机、无效益。储能要走上高质量发展的轨道，取消强制配储正是最有价值的一个动作，也是好的开端。"
此次政策调整无疑是中国新能源与储能发展进程中的重要里程碑，其影响将随着后续配套政策和市场反应在未来数年中持续显现。我们有理由相信，在政策与市场的双轮驱动下，中国新能源和储能产业将迈向更成熟、更健康的高质量发展新阶段。
参考文献
中国能源网. (2025, 02, 22). 叫停"强制配储"后，新型储能全面市场化开始了.http://www.cnenergynews.cn/news/2025/02/22/detail_20250222200717.html虎嗅网. (2025). 强制配储，终于休矣.https://www.huxiu.com/article/4026275.html第一财经. (2025). 取消"强制配储"后市场剧变，有客户宁愿赔违约金也要撤单.https://www.yicai.com/news/102491638.html第一财经. (2025). 新能源告别政府定价时代！上网电价全面市场化如何影响新能源投资.https://www.yicai.com/news/102466972.html中国储能网. (2025). 电改新政出炉：新能源电量全面参与"竞争"，强制配储被叫停.https://www.escn.com.cn/news/show-2084252.html第一财经. (2025). 多省废止调整一批风光项目，什么信号？https://www.yicai.com/news/102482189.html腾讯新闻. (2025, 02, 28). 储能大变局：强制配储取消，市场驱动新时代来了.https://news.qq.com/rain/a/20250228A0259J00PV Magazine USA. (2024, 09, 25). Solar-plus-storage dominating future U.S. power grid.https://pv-magazine-usa.com/2024/09/25/solar-plus-storage-dominating-future-u-s-power-grid/财新网. (2025, 02, 21). "强制配储"政策取消 2025年储能并网增速将大幅下降.https://m.caixin.com/m/2025-02-21/102290792.html每经网. (2025, 02, 22). 中国化学与物理电源行业协会刘勇："强制配储"时代终结，各地不能再"一窝蜂"地上产能.https://www.nbd.com.cn/articles/2025-02-22/3760941.html
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原文标题 : 中国新能源全面入市及强制配储取消研究分析报告（PDF下载）