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1、中国新能源全市及强制配储取消研究分析报告本末电碳 Deep Research2025年3录政策背景对新能源业的影响对储能业的影响对投资和市场的影响地政策差异国际政策对市场数据、企业反馈和专家观点政策背景2025年29，国家发改委和国家能源局联合发布关于深化新能源上电价市场化改促进新能源质量发展的通知(136号)，明确提出不得将配置储能作为新建新能源项核准、并、上等的前置条件。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年海省要求新建电项按规模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，且储能配置例和时不断提，部分地区提到装机容量的30%。这

2、些规定的初衷是在双碳标下推动储能产业发展，提升电调节能，促进新能源消纳。然随着政策实施，问题逐渐暴露：，强制配储幅增加了光伏、电电站的投资成本，让项业主负担沉重，对此业界期争议不断。另，不少新能源场站被动加装的储能在并后利率极低，成为摆设。据统计，截2024年，全国新型储能装机规模虽达到约111.6GWh，其中超过74%是为了满新能源项配储指标建设，但2022年新能源配建储能的平均等效利系数仅6.1%，2024年上半年均运时间仅3.74时，年均利率约31%。量储能设备建不，建了之，既造成资源浪费，也难以发挥保障电的作。业内权威也多有批评：如宁德时代董事曾毓群曾在2024世界储能会上痛批业出现低

3、质低价恶性竞争，警这种畸形发展将危及业存。综合来看，过去的强制配储政策在快速催储能规模的同时，也引发了效率低下和序竞争的问题。因此，主管部此次调整政策，取消新能源项配储的硬性规定，意在解除政束缚，让储能回归市场驱动，以提储能利效率、优化投资结构，推动新能源与储能产业的质量可持续发展。对新能源业的影响降低新能源发电成本，提升项收益：强制配储政策取消后，光伏、电等新能源发电项的投资压显著减轻。过去为了获得项审批，开发企业不得不额外投建设配套储能，往往使项总投资增加20%左右甚更多，拉了回本周期。现在这负担解除，相当于为新能源项减负。不少新能源电站业主对此拍称快，认为光伏电站是否配储应由企业根据需要

4、和市场情况决定，不应由政命令主导。强制要求取消后，新能源项投资回报率（IRR）将有所提，项经济性增强，这有利于提振投资者信，加速项落地建设。例如，家海光伏电站负责直早该如此，过去被动配储导致储能期闲置，现在企业可决定是否配储，更有利于项效益最化。电运营商新天绿能也表，此次调整结束了新能源项开发中普遍存在的强制配储要求，今后新建电项将按照新政策指导执。整体来看，取消强制配储有利于降低新能源发电单位千投资成本，释放更多资本于扩发展规模，期看将推动电、光伏装机的稳步增。全市竞争，促进业优化：需要注意的是，新政不仅取消了强制配储，也宣告了新能源上固定电价时代的结束。136号要求新能源上电量原则上全部进

5、电市场，通过市场交易形成价格，新建项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、电要与电、电等传统电源同台竞争电价，未来上电价波动将成常态。过去年，多地试点新能源竞价上已显现价格下趋势，例如2024年肃光伏、电市场交易电价较上年幅下降了约37%。在这种背景下，取消配储为新能源企业减负的同时，也提了其市场竞争与我平衡的要求。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、效率低的企业可能因竞价劣势被淘汰；反之，积极运效储能、智能预测调度等段的新能源企业将占据优势。，新能源场站将加强功

6、率预测和灵活调度能，甚通过打捆模式（如新能源+电新能源+电新能源+负荷等组合）参与市场，以获取更稳定收益。另，尽管不再被强制要求，些新能源企业可能愿配置储能来提并品质或套利峰电价差。当新能源需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、价时段卖电，对冲电价波动险。有专家直，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定储能，通过优化调度和峰套利来增收。因此，新政下新能源企业短期受益于成本下降，但中期仍需提升技术和运营能，在市场竞争中胜出。这种转变将促进业更健康发展，光伏、电等新能源发

7、电将告别粗放式扩张，进提质增效、优胜劣汰的新阶段。1降低投资成本取消强制配储要求，使新能源项投资压减轻，项总投资可减少约20%2提经济效益项投资回报率(IRR)提升，加速项落地建设，促进装机规模稳步增3促进市场竞争新能源全市交易，与传统能源同台竞争，需要企业提技术和运营能4推动产业升级业将从粗放式扩张转向质量发展，进提质增效、优胜劣汰的新阶段对储能业的影响对储能业的影响短期阵痛：需求骤降与业洗牌。强制配储叫停对储能业可谓短期冲击巨。过去年新能源配储是储能市场速增的主要驱动，夜之间这驱动消失，直接导致发电侧储能需求下滑。许多此前依赖新能源项的储能设备订单被紧急取消或推迟，有企业形容这是死存亡的考

8、验。据第财经报道，新政发布仅四天后，就有光伏电站客致电供应商取消了此前下的储能设备订单，甚不惜赔付违约来撤单。深圳位储能商负责在政策出台半个内连续接到3家客终合同的通知，涉及订单额达数千万元，导致企业产计划被打乱，库存积压、资链紧张等问题接踵。东莞家公司也遭遇类似困境：少两家系统集成商要求暂停合作，其中笔订单客愿赔违约退单。订单骤减直接冲击了储能企业的经营。数据显，2024年上半年我国储能业净利润整体下滑24.23%，利率降23.37%，经营现流同暴跌282.69%。很多中储能企业本就利润微薄，此次需求突变更是雪上加霜，业整合洗牌难以避免。些企业被迫收缩计划、寻求转型或合作救，有公司尝试开发新

9、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，储能业将进加速淘汰期：缺乏技术和资实、过度依赖政策红利的低效产能将被淘汰出局。对储能业的影响远机遇：价值驱动与模式转型。尽管短期阵痛不，但业界普遍认为此次政策调整有利于储能业远健康发展。先，强制配储时代哄上、劣币驱逐良币的乱象有望扭转。过去电央企为拿新能源项指标被动配储，招标中往往是谁报价低就选谁，导致些成本低廉、质量堪忧的商中标，以次充好，扰乱了业秩序。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

10、出清低效产能的同时，反为技术过硬、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。储能项是否建设、规模多，将由电系统调节需求和盈利前景来决定，不再是政命令。这迫使储能企业通过技术创新和商业模式创新来证明价值，如利峰电价差套利、提供调频调峰等辅助服务获取收益，不能再靠政策红利躺赢。业头鹏辉能源就指出，此举意味着储能产业从要我建进我要建新时代，企业必须更主动地挖掘储能应价值，从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。过去储能装机的头在发电侧，如今发电侧需求降低，调节重任可能转移到电侧和侧。这反打开了独储能、共享储能的新市场：需附属于某个电站的独储能电站可以作

11、为独电源参与调峰填和电现货交易；共享储能则通过电调度，为周边多个新能源电站或电客提供共享的储能服务，提利率和经济性。不少业内预测，未来独储能和共享储能将成为主流模式。再次，侧储能迎来机遇期。相较发电侧被动配储，商业侧愿配储的经济性更为明确，被认为是前发展最良性的储能细分市场。对于发的商业光伏，天富余的电量存储起来、晚峰再，可以有效节省峰电费。由于商业峰电价差较，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，实现天两次充电、晚峰两次放电，每度电的储能收益价差可超过1.1元。可以预，在政策解绑后，各地政府、储能企业和新能源业主会将光更多投向侧储能领域地可能出台励政策，储能商

12、研发更安全效的电池产品，光伏电业主主动探索储能在负荷侧的应进有望迎来侧储能建设热潮。更重要的是，这种发展是建在经济效益基础上的，将过去政摊派式的发展更加健康良性。总之，强制配储取消是储能业转折点：短期阵痛之后，业将上以需定建、按价值配置的质量发展之路，迈市场驱动新时代。1234从政策驱动到价值驱动储能项建设将由实际需求和盈利前景决定储能模式多元化独储能、共享储能等新模式兴起侧储能机遇增加商业峰差价套利,经济性明确业优胜劣汰技术过硬、案经济性好的企业获得发展空间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。对于新能源项投资，项不再被强制绑上储能的附加

13、包，每个光伏或电项的资本开（CAPEX）需求下降，这提了项财务内部收益率，增强了投资吸引。许多社会资本和电企业因此预期可以同样的预算开发更规模的新能源装机，或将节省的资投其它增值措施（如更效的设备、数字化运维系统等），从提升项整体收益平。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速增。对投资和市场的影响当然，随着新能源发电全参与电市场，投资决策也变得更加复杂。固定上电价时代结束后，新能源项未来的现流将随就市，存在不确定性。为稳定投资预期，136号中引了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，于则扣回超出部分。这机制为新能

14、源项提供了个价格锚，保障其期收益基本稳定。有了此类托底安排，加上新能源发电成本近年来幅下降（如我国机设备成本全球均价低24%），新能源投资的整体吸引依然可观。但是短期内部分投资者可能持观望态度：在各地细则落地、电现货市场完善之前，项收益的不确定性增加。正如业专家所指出的，由于储能投资成本、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，如果发现收益倒挂，就不会配置储能，这在定程度上可能使新能源项投资放缓。刘勇秘书分析称，尤其对光伏项来说，配储主动性本就不，如今取消强制，原计划要开的发电侧储能项多数将延迟，开发商会观望有新的储能持政策出台，短期内新能源项不配储或缓配

15、储的现象会增加。因此，今年新能源项推进节奏可能略有调整：些前期规划了储能的项需要重新测算收益后再决策开建。总体，新能源投资将更加市场化和审慎，但期资仍将睐这板块，因为政策的总体导向是保障新能源的平稳市和持续发展。对投资和市场的影响储能投资向市场化细分：强制配储取消后，储能这环节的投资逻辑也在改变。过去储能与新能源项捆绑建设，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，量资本将从新能源配储领域释放出来。这些资下步可能有三种去向：(1)不再投储能，直接节省下来提新能源项收益或于更多新能源项开发；(2)转向电侧储能：电公司或第三将投资独储能电站，以提供调峰填、

16、调频等辅助服务来平衡新能源波动；(3)转向侧储能：向业园区、商业楼宇等电侧的储能项，以获取峰价差收益和提升供电可靠性。这实际上意味着储能投资进了个更市场化、多元细分的时代。短期看，型集中式储能项投资可能放缓甚出现空窗期，因为相关项要重新论证商业模式；些储能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。但期看，政策的明朗会吸引更理性的投资：没有了政要求，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，电侧调节压的地区，独储能电站有望获得稳定的调峰/容量补偿收益，会吸引电和社会资本共建；峰电价差的地区，商企业建储能节省电费的动强，也会催侧储能服务的投资机会。些

17、原本专注于配储业务的储能企业，可能转型为储能运营商，建营储能电站，通过参与电现货、辅助服务市场获得回报。值得关注的是，中央件要求各地在2025年底前出台并实施新能源全市的具体案。未来各地可能推出储能参与电市场的配套政策，如调频调峰市场准、容量补偿机制等。这些政策如果明确储能收益渠道，将进步提振储能独投资的热情。总体来说，强制配储取消让储能投资从附属转为独市场主体，资将更加注重储能项本的经济可性。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：有报告预测2025年我国储能新增并规模仍可达约69.6GW/177.2GWh，增速约59%，虽低于前年翻倍的平但基数更。同时，电央企等型投资主体因项

18、成本降低，现流压缓解，投资信有所回升。可以预，未来新能源和储能投资将更加理性、效：资本不再被动窝蜂上配储，是根据实际价值精准投放，从提升整个新能源电系统投资回报平和可持续性。1资流向转变储能不再是新能源投资标配，资本从配储领域释放2短期投资放缓型集中式储能项可能出现投资空窗期，企业产能规划需调整3期理性增资本将投向真实需求和盈利空间的储能领域，如电侧和侧储能4市场化细分时代预计2025年储能新增规模仍达69.6GW，增速约59%，投资更加理性效地政策差异各地政策调整与衔接：强制配储作为地主导的措施，此次被中央叫停后，各省市临政策衔接和调整的问题。由于各地新能源发展程度和电条件不同，过去出台的配

19、储要求差异较，地政策的解绑度与节奏可能有所不同。例如，在政策取消前，东省曾于2024年2初发布件，要求2025年及以后次并的海上电、陆上电和30MW以上光伏项按不低于10%装机容量、2时时配储，新项甚允许跨地市共建储能。宁夏则在2024年末明确增量新能源项并前必须完成储能配置，未配储的存量项在消纳困难时将优先被限电10%。这些地性的强制配储件如今与国家新政相抵触，需要及时废或修订。这已有动作：多省份近期宣布废或调整批法按期推进的电、光伏项，在定程度上反映出地对新能源项重新梳理、确保质量发展的态度。如2024年2，福建省发改委次性废了10个总规模1.143GW的光伏项，因为受国家要素保障政策调整

20、等因素影响，这些项已不具备开发条件。被取消的项业主包括三峡集团、国家能源集团等央企巨头。同河北省公了拟调整的46个光项（总计6.03GW），其中4个光伏项直接取消建设，原因多是未按时核准或不具备条件。2024年以来，内蒙古、安徽、贵州、江苏、西、陕西、西、福建、河北等地陆续公布新能源项指标的废、移出或收回名单，清理了不少难产项。这些举措表明地政府在贯彻质量发展要求，清理落后或停滞项，为更有潜的新项腾空间。可以预，各地会借此次机会修订完善新能源项管理办法：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励合理配置储能。如，些省份可能在新能源项竞争性配置评分中给予带储能的项适当加分，或者对主

21、动配储的项在并消纳上提供便利（如优先调度权）。但总体上，切式的强制要求将不复存在，地将更注重市场机制的运。件也要求各地2025年底前出台具体案，在实施中遇到问题及时向国家反馈。因此，未来两年是地政策调整过渡期：些先前出台的配储件会加快废或转为指导意，各地会结合新能源消纳能制定差异化措施。有的可侧重电侧扩容和调节能建设，以吸纳更多新能源；有的则励侧削峰填和需求响应，减轻发电侧的平衡压。总之，各地政策将从过去直接要求每个新能源项带储能，转向更系统化的思路，通过市场化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。国际政策对他之：市场机

22、制主导 vs 政配套要求。相较中国此前的强制配储做法，国际上主要新能源国普遍没有硬性规定每个新能源电站必须配置储能，是通过市场激励和配套政策来推动储能发展。如美国，联邦层没有强制可再能源+储能绑定的要求，各州更多依赖电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体化项激增。据统计，截2023年底，美国拟建电源项中有47%是混合电站，其中92%为光伏+储能项。也就是说，乎半的未来新能源容量计划都是打包了电池储能，这完全是市场逐利为使然：储能可以帮光伏等新能源提出的可调节性，利电价峰差额赚钱，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，批新能源项主动选择

23、配套电池被强制要求。以可再能源州加州为例，早在2013年加州公共事业委员会就制定了到2020年部署1325MW储能的标（仅限于公事业侧），这储能强制采购令推动了当地规模电池电站的兴起。如今加州的新建型光伏电站乎清带有储能，被戏称为光伏+储能市场取代了纯光伏市场。但需要指出，加州的做法是从电度要求总体储能规模，并未强制每个光伏项都配储，是由公事业通过招标采购集中式储能或光储混合项来满标。这与我国过去每个项摊派储能的模式有所不同。欧洲，各国更倾向于通过电市场改和辅助服务机制来促进储能。例如英国采容量市场+辅助服务+合同差价(CfD)等组合拳：电、光伏通过CfD锁定期电价保障，并不要求配储能，但如果

24、储能能够参与平衡服务，就能从频率响应、备市场中获取收益。欧洲电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倒贴时减少上、在价时增加出，这实际上给了储能套利空间。例如德国、法国都有峰价差和调频市场，不少企业投资电池专提供频率调节盈利。总体来看，欧美国家更依赖市场信号和配额制（如可再能源配额、容量拍卖）来引导储能，不是直接要求新能源项带储能。因此，其优点是资源配置效率，储能会在最需要的地出现，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，些新兴经济体也在探索不同模式。如印度近年来推出可再能源搭配储能的招标项，要求中标在晚峰提供稳定出，相当于变相强制这些项配备

25、定容量的储能或备化电源，以保障供电可靠。这种路径确保了例新能源接的可靠性，但代价是项成本上升，电价竞争下降，需要政府给予期购电合同撑。相之下，中国此前的强制配储覆盖更、度更，推动了全球规模最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段来让储能发挥作，政命令切。不同路径的利弊在实践中也很清晰：政强推效快，但易引发效率和质量问题；市场引导虽稍缓，但更可持续效。中国新政实际上是吸取经验教训后的矫正，未来储能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市场的通做

26、法，有利于与全球能源转型接轨。美国模式依靠市场价差和税收激励，47%新能源项愿配储能，以获取经济效益欧洲模式通过电市场改和辅助服务机制，允许实时电价波动，为储能创造盈利空间印度模式推出可再能源搭配储能招标，通过要求晚峰稳定出变相引导配储中国转型从政强制配储转向市场驱动模式，与国际趋势逐步接轨市场数据、企业反馈和专家观点业数据速览：经过多年的快速发展，中国新能源和储能产业已达巨规模。截2024年底，我国电和太阳能发电为主的新能源装机规模达到14.5亿千，历史上次超过电装机规模；其中光伏约8.9亿千、电约5.6亿千，新能源在电版图中的占持续提。储能，截2024年底，新型储能（主要指电化学等抽储能）

27、累计装机达到约73.76GW（约等于7376万千），是国家能源局原先设定2025年标（约30GW）的两倍多。可以说，强制配储政策曾在短期内催了全球最的储能市场。但如前所述，这些储能装机中相当部分利率偏低，2022年新能源配建储能年均利率仅约31%。另据中电联数据，2022年全国电光伏发电量达到1.19万亿千时，但由于局部消纳不，仍有定例的弃弃光。尤其2023-2024年间，在新能源爆发式增背景下，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年光伏装机上年增加了2.7亿千，但总发电量不升反降。这凸显了在没有够灵活调节能时，规模新能源并会造成严重的出浪费。上述数据说明储能等

28、调节资源的重要性，另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年储能业年会上发布展望称，2025年我国储能新增并规模增速将明显放缓，预计新增储能约69.6GW（177.2GWh），同增59%，增速不及前年动辄翻番，但储能市场新增规模仍会继续扩。这意味着即使取消强制配储，储能市场不会停滞，只是发展动从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，系统每增加定例的调节性资源（储能、抽蓄能、需求响应等）所起的作也更为显著。可以预，未来年储能投运规模仍将保持全球领先，只是项类型和商

29、业模式将更加多元。0369光伏电其他2024年底中国新能源装机结构（总规模14.5亿千）市场数据、企业反馈和专家观点企业应对举措：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利好，尤其型央企、国企等过去承担了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，强制配储要求的结束将降低新项的建设成本，公司将根据政策调整规划后续项。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电价、以及探索与其它电源联合运来平滑波动等。新能源发电企业普遍欢迎政策调整，降低建设成本，重点提升项收益率精细

30、化选址设计通过更优化的项规划降低度电成本市场化交易积极参与电市场交易，获取更有利电价联合运模式探索与其他电源联合运案，提电友好性市场数据、企业反馈和专家观点储能设备与集成企业，两极分化明显：些过度依赖发电侧配储订单的中企业临存压，不得不缩减产能、推迟IPO或寻求兼并重组；技术实强、业务布局的头企业则在谋划远布局。例如，电池供应商鹏辉能源表政策让要我建时代画上句号，储能业进我要建新阶段，公司将积极适应从政策驱动到市场驱动的转变。电设备商盛弘股份认为储能需求将转向价值驱动，企业需通过峰套利、调频等证明经济价值，预期短期业需求下降对装机有冲击，但期将促进业优胜劣汰，质量企业反获得更空间。南电旗下的南

31、储能公司则分析，新政有利于新能源质量发展，发电侧储能需求降低后，调节重任可能部分转移到电侧和侧，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标实现。中储能企业过度依赖发电侧配储订单的企业临存危机被迫缩减产能推迟IPO计划寻求兼并重组头企业技术实强、业务布局的企业着眼远发展从要我建转向我要建适应市场驱动模式开发多元化商业模式电企业关注调节重任转移到电侧和侧的机会期待各地新机制出台呼吁完善储能商业模式确保规划标实现市场数据、企业反馈和专家观点电和第三储能运营商也在密切关注形势。些业企业看到峰电价差机会，计划投资有储能削峰填；些独储能运营商则期待电出台调峰辅助服务补偿办法

32、，以便其型独储能电站获得稳定收益。总体，企业界的反馈可以概括为：短期谨慎、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，如精简库存、优化现流、寻找合作伙伴共担险等。但展望远，多数企业认同政策转向市场化是正确向，倒逼业转型升级，培育健康态。1短期谨慎订单减少，盈利承压，企业采取措施过冬2调整措施精简库存，优化现流，寻找合作伙伴共担险3期乐观认同市场化向，预期业将健康发展4转型升级培育多元商业模式，提技术平，打造健康态声明/关于作者声明：以上内容均来公开内容整理，辅助的研究分析，数据分析及可视化来ChatGPT o1&o3，DeepSeek，作为学习笔记，仅供参考，不构成任何投资建议，如有幻觉，欢迎指出。关注公众号本末电碳，交个朋友，更多合作详：本末电碳操作册V1.0