叫停强配并非“一棒子打死”储能，中央政策转向储能出现三大新机遇

文 | 华夏能源网

“强制配储”落幕后，储能并未按下“暂停键”。在各地新的政策中出现很多鼓励、支持措施，储能新机遇正在显现。

华夏能源网获悉，7月9日，云南省三部门联合发布《云南省推动绿电直连建设实施方案》（以下简称“《云南绿电直连方案》”）。方案提出，绿电直连并网型项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活性调节潜力等方式确保与公共电网的交换功率不超过申报容量；根据项目情况，配置合理比例的储能系统等。

不仅在地方上，国家部委层面的储能支持政策也密集出台。例如，7月1日发改委等三部门发布的《关于开展零碳园区建设的通知》（以下简称“《零碳园区建设通知》”）和7日工信部等6部门发布的《关于组织开展2025年度国家绿色数据中心推荐工作的通知》（以下简称“《绿色数据中心工作通知》”），均涉及鼓励配储的内容。

今年2月出台的“136”号文明确叫停强制配储后，储能行业前景一度被严重看淡。然而，从目前的政策来看，储能并未被“一棒子打死”，反而多个政策都在鼓励“按需”、“合理”配储。在新政策的积极引导之下，储能发展的新空间正在打开。

从“强配”到按需、合理配储

2017年，青海省发改委印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。以该文件的发布为标志，此后数年间尤其是“双碳”目标提出后，先后有20多个省区市跟进强制配储。

今年2月9日，国家发展改革委、国家能源局下发《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），其中明确提出，“不得向新能源不合理分摊费用，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”。

至此，实行了近8年之久，自下而上的、由地方政府主导的强制配储，被中央政策法规明确叫停。

然而，叫停强制配储，并不意味着储能的支持政策戛然而止。今年以来，从中央到地方，在各类涉及新能源发展的政策文件中，都在鼓励储能行业健康发展。没有了政策强推，储能并未走向黯淡，反而丢掉“包袱”，轻装前行，展现出了更多可能性。

前述《零碳园区建设通知》由国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局3部门联合下发，该文件提出，加强（零碳）园区及周边可再生能源开发利用，科学配置储能等调节性资源。

《绿色数据中心工作通知》由工业和信息化部、国家发展改革委、国家能源局等6部门联合下发，其中提到，风电、光伏等可再生能源利用率不低于数据中心所在省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重，积极利用储能、氢能等技术，具有较强用电负荷调节匹配能力。

除此之外，鼓励配储的政策还包括：

5月21日，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，文件提到，并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。

5月23日，国家能源局下发《关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》，其中提出，围绕聚合分散电力资源、增强灵活调节能力、减小供电缺口、促进新能源消纳等场景，因地制宜新建或改造一批不同类型的虚拟电厂，通过聚合分布式电源、可控负荷、储能等负荷侧各类分散资源并协同优化控制，充分发挥灵活调节能力。

6月13日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司、工业和信息化部办公厅、交通运输部办公厅联合下发《关于促进大功率充电设施科学规划建设的通知》，其中提到，鼓励打造智能有序大功率充电场站，建立大功率充电场站与配电网高效互动机制，因地制宜配建光伏发电和储能设施。

6月23日，内蒙古自治区能源局发布《关于进一步优化源网荷储一体化项目申报要求的通知》，文件提出，取消储能配置规模要求，调整为按需配置储能规模，要求项目配套新能源利用率不低于90%，新能源所发电量占总用电量的比例不低于35%。

结合各个部委、地方所发的政策看，配储只是换了字眼，配储依然是新能源项目的标配。或许在建项目的时候，配储不再是项目获批的必要条件，但项目要运行的好根本少不了储能。调节不稳定的绿电，推动绿电直供比例提升，助力企业实现零碳目标……储能已成为新能源项目的关键支撑，市场需求驱动下的储能产业依然动力强劲。

三大场景打开储能新空间

走向市场化配置的储能产业，打开了更广阔的想象空间。其中，三大新场景尤为值得业内关注。

首先是零碳园区。7月8日，国家发展改革委发布《零碳园区建设通知》的解读文章。文章提到，明确支持有条件的地区率先建成一批零碳园区，有计划、分步骤推进各类园区低碳化、零碳化改造。这对协同推进能源革命和产业变革、培育壮大绿色生产力、支撑实现碳达峰碳中和目标等，都具有重要意义。

华夏能源网注意到，早在2024年12月，中央经济工作会议首次提到“零碳园区”的概念，并明确要在国内建立一批零碳园区。2025年，“零碳园区”首次写入政府工作报告，再次提出要建立一批零碳园区、零碳工厂。

在顶层设计下，零碳园区发展地如火如荼。据不完全统计，截止目前，已有近20个省市将建设零碳园区写进政府工作报告或推出了相关的政策。从北方的内蒙古鄂尔多斯到南方的海南省，有多个零碳产业园已经建成。

产业园区要实现“零碳”，必须大力发展风光新能源。要解决新能源的随机性、波动性问题，配置储能成为必选项，这无疑为储能的大发展提供了绝佳场景。

其次是绿电直连。绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。

绿电直连按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。无论是并网型，还是离网型，储能都是绿电直连落地的关键。

并网型绿电直连中，风电、光伏等新能源发电的波动性会冲击电网，储能可实时平抑输出波动，让绿电平稳接入主网，避免对电网频率、电压造成扰动。同时，储能在电价低谷时储存绿电，高峰时释放，提升绿电消纳率，提供项目收益。

离网型绿电直连多应用于偏远厂区、海岛等场景，完全依赖本地新能源供电。储能更是其中不可或缺的“能量缓冲器”。当光照、风力不足时，储能释放电能保障连续供电；发电过剩时，将多余绿电储存，防止能源浪费。

第三个场景是数据中心。《绿色数据中心工作通知》提出，数据中心原则上应达到《绿色数据中心评价》（GB/T44989—2024）二级及以上等级。电能利用效率不高于1.30，达到《数据中心能效限定值及能效等级》（GB40879—2021）中的2级及以上水平。采用的服务器能效应达到《塔式和机架式服务器能效限定值及能效等级》（GB43630—2023）等规定的节能水平及以上。

同时，风电、光伏等可再生能源利用率不低于数据中心所在省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重。

一边是为了节能降耗需要建设大规模的绿电，一边是数据中心对连续供电的要求，两者都需要储能承担起大任。也正是因此，该文件提出，积极利用储能、氢能等技术，具有较强用电负荷调节匹配能力。

经济性问题值得警惕

新场景对储能的需求叠加国家、地方层面对配储的鼓励政策，储能行业未来可期。但是，行业也应该清醒地认识到配储带来的新问题。

《云南绿电直连方案》提出，储能应自行建设，不得作为独立主体参与电力市场交易。若如此，储能只能作为“成本”参与到绿电直连项目中，这恐怕会严重影响项目的经济性。

值得一提的是，国家之所以叫停强制配储，一个重要原因就是，强制配储导致新能源发电项目经济性较差，并由此引发了一系列问题。

按照部分省份的要求，新能源项目需配套10%-30%比例的储能设施，这直接推高项目初始投资，且储能电池寿命到期后还需高额更换费用。

成本压力下，不少新能源发电项目陷入“建成即亏损”困境。为压缩开支，部分企业选择低劣储能设备，导致充放电效率不足、安全隐患凸显。仅2022年，全国电化学储能项目非计划停机就达671次；有的则通过缩短储能时长、虚报容量等方式规避审查，使配储沦为摆设，严重背离政策初衷。

更深入的影响在于行业生态被扭曲。为了中标，一些企业采用低价竞争策略，由此导致价格战愈演愈烈，行业陷入“低价—低质—更低价”的恶性循环。

如今，强制配储落幕，储能行业正朝着健康之路发展，但仍要格外警惕因经济性不足导致行业生态扭曲的现象再次出现。

一方面，在近期出台的鼓励配储政策中，几乎都没有提出具体的、关于储能的盈利模式问题；另一方面，纵观新兴的三大应用场景，配储都是为了调节电力平衡和做备用电源，储能很难参与到电力市场交易中去。

值得一提的是，目前由于盈利模式单一（主要靠峰谷套利模式），叠加最新分时电价政策下各地峰谷价差普遍下滑，即便参与电力市场，储能项目也面临经济性收窄的问题。

此情此景，换一种形式鼓励建设的配储，是否也会引发低价竞争和“劣币驱逐良币”？“前事不忘，后事之师”，储能产业健康发展需要更加全面、完善的制度安排和支持措施，让配储有经济性，投建才有积极性，行业健康发展才有可持续性。