2025年1月，国家发改委、能源局印发《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），明确规定“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”【15†L4】。这标志着实行多年的强制配储政策正式终结【15†L5】。华源证券研报指出，强制配储取消后短期内可能导致储能装机需求下滑，但长期来看将促进储能技术进步和商业模式完善【15†L5-L6】。电力现货市场和调频辅助服务市场将成为储能新的主战场【16†L5】。

强制配储政策自十四五初期推行以来，要求新能源电站配置10%-30%、2h-4h不等的储能设施【7†L5】。仅考虑已公布十四五新能源规划及明确配储要求的省份，到2025年需建设储能规模超62GW【8†L2】。实际由于光伏建设大幅超出规划，到2024年底新型储能装机已达62GW/141GWh【8†L1】。

然而，强制配储导致储能无序发展、低质低价产品占据市场等问题【1†L4】。2025年136号文规定：“坚决纠正不当干预电力市场行为，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”【15†L4】。

强制配储取消后，储能发展还是要依靠电力市场的价格体现【15†L5】。当下我国电力市场化进度明显加快，按照计划到2025年年底，绝大多数省份电力现货市场将进入连续结算试运行【15†L7】。根据136号文要求，新能源将全面入市【15†L8】。

从德国经验看，新能源渗透率对电力现货价差有直接影响。2020年至2024年，德国新能源装机渗透率从50%提升至61%，电力现货市场价差从32欧元/MWh扩大，价差比例从107%升至147%【15†L10】。现货市场全面建立+新能源全面入市，将使电力的时间价值充分体现，预计将对储能收益率产生积极影响【15†L8】。

新能源短时间内出力波动较大，需要更快更精确的调节【16†L3】。传统机组中，水电、燃气机组的爬坡能力远高于煤电，但我国受制于水电可开发资源和天然气储量，仅靠煤电机组难以满足调节需求【16†L3】。

电化学储能在调节速度（K1）、调节准确度（K2）、响应时间（K3）等方面相比传统机组有明显优势【16†L4】。储能的储能时长与成本呈正比关系，长时调节下与传统机组相比成本劣势明显。而调频需要频繁充放电，对时长没有特别高的要求（1h以内基本可满足要求）【16†L5】。因此，调频等辅助服务是储能更大的发挥舞台【16†L5】。

136号文出台后，随着新能源全面入市，经济效益将成为配置储能的重要考虑因素【16†L7】。低质低价的尾部储能厂家可能出局，头部企业的盈利能力有望修复【16†L7】。建议关注海博思创、南网科技、阳光电源、中天科技等【1†L6】。随着抽水蓄能建设进入高峰期，抽蓄主机厂业绩有望持续释放，建议关注东方电气、哈尔滨电气【1†L7】。