储能，取消强制配储后二次爆发的逻辑是什么？ 
原创 郑贤玲 产业观察者 
编辑：李铭沨

（energy storage）是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时再释放的过程。广义的储能包括了备用电池、化石能源的安全储备，狭义的储能是指将多余的电力转换为可以二次释放的备用能源。
可再生能源相比传统化石能源的优势是装机后不需要消耗资源成本，劣势则是风电太阳能波动且不能储存。当波动电源比例较低时，可以寄生在稳定电源如煤电、天然气发电之下；当波动能源超过15%时，就需要其他辅助能源来稳定电力系统，这就需要有储能将高峰阶段多余的电能储存起来。当风电光伏从辅助能源转变为主体能源时，储能便有了用武之地。氢有更加广泛的应用空间，也有长时储能的属性。所以我判断储能和氢能是可再生能源变革的下半场。
储能产业的起源与演进
储能产业的起源可追溯至19世纪中期的技术萌芽，其发展伴随电力系统需求和技术突破逐步演进。
1、技术起源及演进技术起源：机械储能时代（19世纪–20世纪初）(1)抽水蓄能（Pumped Hydro）——最早的规模化储能1882年，在世界水电技术的基础上，瑞士工程师首次提出抽水蓄能概念，并建成全球首个抽水蓄能电站（奈特拉电站515kW），利用多余电力将水抽至高海拔水库，需时放水发电，解决日内调节需求；1907年全球首个商业抽水蓄能电站建于瑞士苏黎世（装机1.5MW），用于平衡日内负荷波动。这一理念奠定“能量时移”基础逻辑，最初这一原理源自水电站发电，至今仍占全球储能装机量50%以上。(2)铅酸电池（1859年）——电化学储能起点 法国物理学家普兰特（Gaston Planté）发明铅酸电池，早期用于矿灯、电车照明，20世纪初逐步用于电站备用电源。多元化探索（20世纪中后期）(3) 压缩空气储能（CAES）的突破（1978年）德国亨托夫（Huntorf）建成全球首个CAES电站（290MW），利用盐穴存储压缩空气，填补抽蓄的地理限制。(4) 飞轮储能工业化应用（1950s）美国NASA用于卫星姿态控制，70年代推广至电网调频（如纽约州2MW项目），实现毫秒级响应。(5)锂电池的革命性进展（1991年）索尼公司商业化锂离子电池，能量密度达80Wh/kg（铅酸电池仅30Wh/kg），为便携电子设备供电，埋下电力储能伏笔。2、储能产业成形(1)政策与市场驱动（2000–2010年）虽然储能成为爆发性增长的产业，但这个产业属于风电光伏的伴生性产业，是在风电光伏发电比例达到15%左右由政策引导发展起来的产业。美国与欧洲引领了世界储能产业化。2003年美国加州允许储能参与电力市场，2009年《复苏法案》拨款20亿美元支持储能研发。2010年美国AES公司在西弗吉尼亚投运32MW锂电储能站，验证电网级应用可行性，首个兆瓦级锂电项目落地。
2004年德国修订《可再生能源法》，要求光伏配储试点，欧洲户储市场萌芽。
除了能源的战略储备，广义的储能主要驱动力来自消费电子和备用电源，狭义的储能核心驱动力则源自能源转型与技术降本。表1 储能技术突破与成本变化注：2010年后锂电成本下降80%（学习曲线效应），直接推动产业爆发。表2 奠基性事件与里程碑意义从19世纪的机械储能到21世纪的智能化多元储能，产业已从“单一技术解决特定问题” 演进为 “多技术协同支撑新型电力系统”的核心枢纽。随着钠电、氢储能等新技术成熟，产业形态将进一步重构。(1)规模化发展（ 2015–2019年）2015年全球累计储能装机（不含抽水蓄能）仅946.8MW，美国以426.4MW居首（占全球45%），中国累计装机仅105.5MW，仅占11%。这一时期，美国持续领跑，调频辅助服务需求驱动装机，2016年新增197MW，2017年首个百MW级项目投运；特斯拉、Fluence等集成商崛起。欧洲增速最快（年复合115%），户储市场萌芽。2020年德国70%户用光伏配储，单户规模8.5kWh，主要原因是高电价（0.3欧元/度）。  储能产业诞生源于 “电力系统平衡需求”与“材料科学突破”的双轮驱动。 需求端伴随火电/水电规模化，电网需解决负荷波动（如抽蓄）；新能源革命后，波动性消纳成为刚需。技术端从铅酸电池→锂电→固态电池的迭代，叠加成本指数级下降（从$1200/kWh→$80/kWh）。政策端欧美能源危机催生补贴机制，中国“双碳”目标推动强制配储，加速产业化。2015年以来全球及中国储能市场装机进入规模化。表3 核心数据对比（2015–2023）3、新型储能爆发根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）DataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2024年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模165GW/381.7.0GWh，同比增长81.1%/87.3%，年复合增长（2014-2024）为68.6%（以功率规模统计），锂离子电池比例进一步上升。图1 全球新型储能市场累计装机规模（截至2024年底）
来源：CNESA抽水蓄能累计装机占比继续下降态势，首次低于60%，与2023年同期相比下降12.7个百分点。新型储能累计装机规模达165.4GW，同比增长81.1%。其中，锂离子电池继续高速增长，累计装机规模达到161.3GW。全球新增投运储能项目装机规模达到74.1GW/177.8GWh，同比增长62.5%/61.9%，已经连续7年在新增电力装机中占据最大比重，2024年达到历史新高89%。图2 全球电力储能累计装机规模（截至2024年）来源：CNESA
强制配储：中国储能市场爆发第一驱动力
1、2017年启动强制配储2017年青海省发布《2017年度风电开发建设方案》，首次要求风电项目按装机规模10%比例配套储能，开启强制配储先河。此后，湖南、山东、河南等24省相继出台类似政策，配储比例普遍为10%–20%（时长2–4小时），并将配储作为新能源项目并网的前置条件。2021年7月国家发改委发布1138号文，名义上“鼓励自愿配储”，但提出“15%配储比例可优先并网”，实质默认地方强制做法。  2024年5月国务院《节能降碳行动方案》设定目标：2025年新型储能装机超4000万千瓦，但未直接要求强制配储。 强制配储推动中国新型储能装机从2021年不足5GW飙升至2024年的73.76GW（远超2025年目标）。 根据中关村储能统计，到2024年，中国已投运电力储能规模137.9GW，占全球37.1%。强制配储带来的是电化学储能的爆发。图3 中国新型储能市场累计装机规模（截至2024年底）来源：CNESA图4 中国电力储能累计装机规模（截至2024年底），单位：MW%来源：CNESA强制配储迅速提升了中国储能在全球的市场份额，到2024年中国、美国和欧洲新增新型储能（占2024年新增储能近90%）装机分别为59.1%、15.9%、15.1%。图5 2024年全球新增投运新型储能项目的地区分布（MW%）来源：CNESA2、强制配储的局限性截至2024年底，电源侧、电网侧、用户侧电化学储能装机占比分别为41.22%、57.01%、1.77%，主要应用场景为独立储能（独立储能是指独立储能电站，其独立性体现在能够以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。独立储能的收益模式主要包括共享租赁、现货套利、辅助服务和容量电价等）和新能源配储，合计占比95%。其中，独立储能累计投运总装机34.58GW，主要分布在山东、江苏、宁夏、湖南、内蒙古等省（区），总装机均在2GW以上；新能源配储累计投运总装机24.23GW，主要分布在新疆、内蒙古、甘肃、河北、山东等省（区），总装机均在1GW以上。强制储能同时也暴露效率低下的问题，电源侧配储平均利用率仅17%，大量项目“建而不用”；电网侧、用户侧分别为38%、65%。（2024年4月10日，在第12届储能国际峰会上，中国工程院院士舒印彪在主旨演讲中提到新型储能利用率不高的问题。舒印彪还披露：用户侧、电网侧、新能源强制配储项目平均利用率分别只有65%、38%、17%）新能源项目配储增加初始投资8%-20%（光伏增8%-10%，风电增15%-20%），但未带来显著消纳提升。如华能山东海上风电项目配储增加成本约5000万元，收益率降低1个百分点以上。
中电联数据显示，2024年1–8月全国5800万千瓦新型储能实际充放电量仅260亿千瓦时，不足风光发电量的1%。刘吉臻院士批判强制配储如同“用矿泉水桶调节长江水”，调节作用微乎其微。  同时，低价竞争导致劣质设备泛滥，2023–2024年多地储能火灾事故频发。企业为拿新能源指标低价投标储能，技术升级动力不足。同质化竞争下，企业内卷严重，储能企业达到28万家。3、政策调整：中央纠偏与机制探索（2024–2025年初）中央政府自2024年开始释放转向信号：2024年5月国务院方案允许资源较好地区新能源利用率降至90%，为强制配储松绑预留空间； 2025年1月《电力系统调节能力优化专项行动》提出“按需建设储能”，强调优先调度与容量补偿机制。在效率困局和政策引导下，地方开始试点转型，如山东、宁夏允许新能源配储转为独立共享储能，参与电力市场交易；内蒙古、新疆试点容量补偿（0.35元/kWh放电量补偿）。  2025年2月“136号文”明确不得将配储作为新能源项目核准、并网的前置条件，终结八年强制配储历史。这一政策出台带来的直接冲击是新能源配储需求下降，低端产能加速出清。  2025年4月“394号文”要求2025年底实现电力现货市场全覆盖，储能收益转向现货套利+辅助服务：现货价差扩大至1.5元/kWh如浙江午间-0.18元→晚高峰1.45元；调频补偿升至15元/MW·次，响应速度要求<2秒。表4 政策争议核心焦点转型期即将面临的挑战，一是独立储能收益危机，失去容量租赁收入后，现货价差收窄导致亏损（如东部某省价差缩至0.4元/kWh）；二是中小企业生存危机：行业CR10超90%，2024–2025年超278亿元项目延期/终止。  强制配储政策如同一把双刃剑，短期内以行政力量催生了全球最大的新型储能装机规模（2024年73.76GW），却因忽视经济性与系统需求，造成 “劣币驱逐良币” 与资源闲置。
“136号文”影响与储能二次爆发市场化逻辑
1. 政策节点前的抢装效应“136号文”政策出台时间是2025年2月，新政执行的时间节点是2025年的5月31日，也就是说5月31日前依然执行强制配储方案，会迎来一个抢装潮。根据中关村储能的数据（不完全统计），与去年同期相比，一季度新增装机负增长主要来自政策出台前的1月份，经历了2、3月调整期，4月份抢装效应开始体现，4月份开始增长，表前储能（表前储能指的是在电力系统的发电侧和电网侧部署的储能）增速超过了55%。随着5.31节点的临近，5月新增投运新型储能项目装机规模6.32GW/15.85GWh,同比增长193%/228%，功率规模环比增长216%。其中表前储能新增装机6.17GW/15.38GWh，同比增长213%/248%，偏向于市场化选择的用户侧新增装机相对低迷，新增装机150MW/MWh,同比增幅-19%/14%。2、强制配储为储能市场化培育了核心能力强制配储是政府给予储能产业化培育过渡期的补偿性政策，强制配储政策下，中国储能行业成长为一个规模产业：（1）储能企业达到28万家（据CNESA统计，2024年我国储能相关企业新增注册量达到8.91万家），形成了储能产业成熟的产业链。强制配储为市场化培育了生产性条件。（2）从单一技术到多元化，抽水蓄能、锂离子电池，铅酸/铅炭电池技术已经成熟；液流电池、钠离子电池、压缩空气储能实现商业化；固态电池储能、氢储能项目投运；重力储能等创新技术涌现。强制配储为市场化培育了技术性条件。（3）中国储能在国际市场竞争力提升，根据CNESA全球储能数据库的不完全统计，2024年上半年，中国储能企业签约订单规模超过80GWh（不含招投标订单），其中海外订单签约规模超过50GWh。强制配储为市场化培育了商业化条件，
（4）储能成本实现了技术降本和规模降本。强制配储为过渡到市场化培育了经济性条件。图6  2小时储能系统平均报价（元/Wh）  资料来源：太平洋证券十年之内中国储能实现了三大跃升：（1）规模跃升，中国从全球第四（2015年0.3GW）到第一（2023年新增51GWh），实现百倍增长； （2）技术跃升，锂电主导→钠电/氢储能等多路线并举，系统效率突破92%；（3）定位跃升，从“配套设备”发展为新型电力系统“第四大支柱”。不过，电源端6.1%的等效可用系数（2022年11月中电联《新能源配储能运行情况调研报告》）或17%的平均利用率（2024年4月10日舒印彪）也显示了现有储能方案对可再生能源调峰“杯水车薪”的显示，从保价保量到市场化，新能源企业必然需要更多长时储能解决方案。等效可用系数是衡量设备或机组在一定时间内可用性的指标，其计算公式为：等效可用系数=（设备总运行小时数-降低出力的等效停运小时数）/设备总运行小时数。该系数越接近1，表示设备的可用性和运行效率越高。它考虑了计划停运和非计划停运时间，是评估机组性能和经济效益的关键参数之一。3、能源系统对储能的真实需求（1）电源侧对储能需求的底层逻辑：平抑波动。光伏风电发电企业平滑新能源出力，解决发电的电能质量问题，尤其是支撑频率的变化，这个需求不只是针对新能源发电，火电同样有需求，如果不配置储能就要到调频市场采购，有了储能就不必采购调频了。其次是储能可以缓解新能源发电的时间错配，削峰填谷，在现货市场中才能拿到好的价格。这两个逻辑都是市场决定的，即使没有强制配储，市场也会自发地、主动地配置储能。电源侧配储包括火储联运、风光储氢、绿电制氢等调峰调频。（2）电网侧储能需求的逻辑：可以提高电网的弹性和冗余度。在配电网薄弱的区域还能实现整个配电网的动态增容，就是现有共享储能和独立储能项目目前所做的事情。电网侧独立储能的规模化实现电网智能化升级。构网型技术刚需化：高比例新能源电网需储能提供惯量支撑，2025年渗透率将达30%（如金风GCI变流器模拟同步发电机）。 AI调度赋能经济性：国能日新“旷冥”模型延长气象预测至45天，优化充放电策略，提升消纳率22%。（3）用户侧储能的需求逻辑：经济性驱动。峰谷套利成熟化：全国多地峰谷价差突破经济性门槛（浙江0.93元/kWh、山东/江苏>0.7元/kWh）。如江苏的保供项目，江苏夏季和冬季用电功率创新高，电不够用，电网安全和企业生产甚至居民生活面临挑战，所以，每到用电高峰就要调集外电或大型储能电站。工商业储能IRR达12%-16%，回收期缩短至5年。 容量电费优化：大工业用户如算力中心、工商业企业通过储能削减峰值负荷，降低容量电费（占电费30%-50%）。光储充一体化：充电站配储，完善车网互动的创新模式。有60%新增充电站配储，V2G技术推广（上海规划3万-5万智能桩），提升单站收益40%。
（4）虚拟电厂（VPP）：聚合分布式资源的“新生态”。广东试点聚合2GW分布式资源参与现货市场，年消纳弃电1.2亿千瓦时； 珈伟新能AI平台实现“光伏+储能+负荷”协同，用户侧收益增加10%-15%（效仿德国模式）。强制配储终结标志着行业从 “政策哺育期”迈入“市场化生存期”，未来胜负在于：（1）技术降本（氢能/钠电/固态电池突破）；（2）机制完善（现货市场+容量补偿）；（3）生态协同（虚拟电厂聚合+全球布局）。政策可以强制装机，但无法强制价值；当补贴潮水退去，唯有真正融入电力系统平衡逻辑的储能，方能在新型电力系统中赢得不可替代的席位。2025年5月30日，国家发展改革委、国家能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，鼓励和再生能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。绿电直供意味着可再生能源分布式比例上升，可再生能源比例更高，需要更多储能来削峰填谷，用户端峰谷套利空间更大。竞争性配储取代强制配储，山东、内蒙古等地通过竞价机制要求配储比例高达40%-80%（远高于原强制比例），且更注重技术性能（如平滑出力、电压支撑能力），推动储能从“成本项”转向“收益项”。尽管强制配储推动了储能的爆发性增长，让一些效率不高的系统成为摆设，但从欧美快速增长的形势来看，光伏风电比例的提高导致的波动不仅需要储能提供对系统的稳定和调节作用，而且分布式电源及峰谷电价也为企业带来套利机会，二次爆发的核心驱动力是市场化机制下的价值觉醒。4. 收益机制将重构：从“单一租赁”到“多元拼图”强制配储时代，储能收益主要依赖容量租赁（占独立储能收入的40%以上）。政策取消后，收益来源转向交易：（1）现货套利：394号文推动全国电力现货市场全覆盖，峰谷价差扩大至1.5元/kWh（如浙江光伏午间-0.18元→晚高峰1.45元），套利空间显著提升。（2）辅助服务：调频补偿升至15元/MW·次（内蒙古），爬坡、备用等新品种纳入市场。（3）容量补偿：河北、新疆试点50-100元/kW·年固定收益，对冲市场波动风险。表5：储能多元化收益结构对比根据弗若斯特沙利文的统计，全球储能电池出货量预期将按23.1%的复合年增长率由2025年的479.2GWh增长至2029年的1,101.3GWh。真实需求将支撑储能行业持续发展，而市场化将使得产业生态更加优化。图7全球储能电池出货量（以下游应用计）（2020年至2029年（预测））来源：弗若斯特沙利文5、氢能与储能哪个更重要从过去一年光伏风电企业延伸的储能业务和氢能表现来看，储能业务发展显然比氢能更顺利。如阳光电源2024年储能业务达到250亿元占公司总收入的32.06%，尽管阳光电源也布局了氢能，但氢能业务收入尚未在年报收入结构中体现；隆基在光伏配套业务中更加重视氢能，但氢能产业化进度显然不及预期，隆基不得不重新审视“第二增长曲线”。今年3月底我跟随中国新能源商会到德国调研，按照商会的调研日程，氢能是关注的重点，从我们调研的地方能源机构和虚拟电厂来看，德国对氢能也非常重视，但从执行层面看，储能产业化落地已经非常明确，而氢能则尚处于项目示范阶段。而我在氢能领域认识的光伏企业氢能部门的业务人员表示：储能二次爆发在即。但从时间尺度来看，可再生能源比例的长时储能需求将上升，目前配置的储能绝大多数是2-4小时的短时储能，如果有周、月的长时储能就可以极大缓解新能源发电的时间错配问题。在这个领域压缩空气储能，氢能储能就成为重点突破的领域。6月10日，国家能源局官网印发《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》，进一步推动创新氢能管理模式，探索氢能产业发展的多元化路径，形成可复制可推广的经验，支撑氢能“制储输用”全链条发展。显然，能源部门对储能的市场化改革与氢能试点是同步推进的。在保价保量可再生能源全额并网的时代，强制配储是成本中心也是比如一座风光发电厂的投资收益率10%，强制配储后收益率下降至8%，对投资方来说，首先考虑的不是储能的投资回报率，为了拿到项目，他们可以接受低一点的投资回报率，作为成本项，他们配套储能的成本是越低越好。取消强制配储后，企业需要考虑项目的整体收益率。每年有8760小时，但光伏和风电无受自然条件影响无法做到满负荷发电。2024年全国光伏平均年利用小时数为1439.1小时，风电年平均利用小时数为2127小时，大量没有风光的时间就需要长时的跨周、跨月、跨季甚至跨年的储存能量。目前的储能方案显然做不到，因此氢不仅仅是燃料电池企业或工业脱碳，在市场需要长时储能时，氢和储能便有了交集。6、未来挑战与破局关键表6 储能产业的挑战与破局路径取消强制配储并非行业衰退的信号，而是储能从“政策哺育期”迈入“市场化竞速期”的成人礼。二次爆发的本质是“劣币退场，良币崛起”。短期用户侧经济性（峰谷套利）与电网侧刚性需求（构网型技术）支撑增长； 长期技术降本（钠电/固态电池/氢能）+生态协同（VPP聚合+全球布局）构建可持续模式。  未来行业胜负在于 “度电成本极限压缩×电力市场深度参与×安全标准全面达标” 的三维能力，真正实现从“被动配套”到“系统枢纽”的价值跃升。2024年4月2日，国家能源局发布关于促进新型储能并网和调度运用的通知（国能发科技规〔2024〕26号），要求加快规划建设新型能源体系，规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，充分发挥新型储能作用，支撑构建新型电力系统。储能行业在取消强制配储后面临的“二次爆发”，并非传统政策刺激下的规模扩张，而是市场化机制倒逼下的一场深度价值重构。其核心逻辑在于行业被迫摆脱“政策襁褓”，转向以经济性为本的生存模式，最终通过技术迭代、场景适配与生态协同实现高质量发展。