2025年中国新能源配储行业发展背景、相关政策及市场现状分析：“新能源强制配储”取消，行业发展由政策驱动转向市场需求驱动[图]

新能源配储是指在新能源发电站（如风电场、光伏电站）内部配置储能系统。新能源配储项目附属于新能源场站，并网主体是新能源发电项目。新能源配储的优势主要体现在4个方面：（1）可动态吸收并储存来自发电侧或电网的电能，减轻因电压波动、闪变等对电网造成的影响，在需要时释放，从而改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”；（2）缓解局部因输电通道受阻引发的弃电或因电网调频调峰能力不足引发的限电，增强电网可调节性；（3）储能系统可平衡可再生能源出力波动，满足新能源并网后面临的各项考核。（4）储能充电模式可采用峰发谷存模式，缓解弃风限电的同时，可为电网提供调频调峰等辅助服务和提供应急供电等。

1、新能源装机规模不断增长，“弃风弃光”问题日益突出

二十年间，我国新能源装机从零星试点起步，2006年1月，随着《可再生能源法》的实施，我国新能源得以快速发展。特别是党的十八大以来，以风电、太阳能发电为代表的新能源蓄力成势，实现了从小到大、由弱到强的跨越式发展。我国风电、光伏技术创新和产业化进程不断加速，装机规模持续扩大，发电量稳步提升。能源绿色发展逐渐成为全球能源转型的引擎。近几年，新能源发电装机持续保持高速增长势头，超越煤电成为系统第一大电源，完成了从增量主体向存量主体过渡。国家能源局数据显示，截至2024年底，我国太阳能发电累计装机容量11亿千瓦，同比增长54.2%；风电累计装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。

随着我国新能源产业步入规模化发展，电网建设和消纳机制相对滞后，“弃风弃光”问题日益凸显，并在2016年前后出现高峰。新能源发展的主要问题也逐步转为系统消纳矛盾。政府部门、电网企业采取了一系列有针对性的措施，推动弃水弃风弃光问题取得明显好转。但2024年以来，随着新能源装机规模持续扩大、部分地区消纳能力接近饱和，弃风弃光现象正面临显著反弹压力，整体风光利用率有所下滑，特别是在风光资源丰富的“三北”地区。2025年1-6月，全国平均弃风率6.6%，弃光率5.7%，较2024年有所提升。

2、新型储能迈入规模化发展阶段，装机规模快速增加

在全球能源转型和“双碳”战略背景下，新型储能作为构建新型电力系统的关键技术装备，正迎来前所未有的发展机遇。中国新型储能产业在政策强力推动下已迈入规模化发展阶段，呈现出全方位突破的态势。主要体现在装机规模的快速增加、储能产业规模的扩大、储能技术的突破和落地，以及新型储能标准规范的持续健全。据CNESA数据，截至2025年上半年，中国新型储能累计装机规模达到101.3GW，同比增长110%，首次突破100GW，累计装机规模是“十三五”时期末的32倍。2025年上半年，新增投运新型储能项目装机规模23.03GW/56.12GWh，功率规模和能量规模均同比增长68%。

3、“新能源强制配储”取消，储能转向市场需求驱动

为了应对新能源规模化、快速发展对电网的冲击，2017年青海省发布《2017年度风电开发建设方案的通知》，该政策要求列入方案内的风电项目必须配套10%储电装置并网。这是首次出现明确要求新能源项目进行储能设备配置的政策，标志着新能源项目强制配储的开始。2017-2019年期间，陆续有省区出台“强制配储”要求，将其作为新能源并网或核准的前置条件。2021-2024年，多地政策不断强化配储要求，配储比例从10%-20%逐步上升至15%-30%，储能时长从1-2小时抬升至4小时。新能源配储政策带来了储能市场的繁荣，但“一刀切”式的强制配储似乎并不能完全发挥出投资的价值，反而形成了“建而不用”的现象，拖累行业技术升级，造成资源的大量浪费，增加企业负担，使得很多相关企业望而却步。2025年2月，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》，明确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，标志着“新能源强制配储”正式宣告落幕。叫停“强制配储”不仅可以避免企业低价竞标抑制技术创新和行业发展，出现“劣币驱逐良币”的乱象，而且有利于减少“建而不用”导致的沉没成本。此外，山东、河南等地相继发布政策，开展新能源配建储能转为独立储能工作，2024年12月，河南省出台了《关于开展新能源配建储能转为独立储能工作的通知》，提出已投运或在建的配建储能可按照通知有关要求转为独立储能。这将进一步拓宽新能源配建储能盈利渠道，更好地发挥电力系统调节作用。

1、新能源配储装机规模迅速增长，主要储能时长为2h、4h

近年来，在“新能源强制配储”政策推动下，我国新能源配储装机规模迅速增长，截至2024年末，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、山东等省份，总装机均在1GW以上。2024年新能源配储新增装机13.10GW，同比增长58%。现阶段新能源配储的市场参与机制尚在完善中，强制配储政策的取消短期内将对新型储能的装机带来一定冲击，但长期向好趋势不变。

截至2024年末，新能源配储主要储能时长为2h、4h，合计占新能源配储总能量的93%，主要系此前许多地区出台政策要求新能源配储时长不低于2小时，西藏、内蒙古等部分地区要求时长在4小时以上。

截至2024年底，全国共计274座新能源配储电站运行满1年，装机在0.5MW~5MW之间的电站33座，装机在5MW~100MW之间的电站232座，装机在100MW及以上的电站9座。大型电站（≥100MW）面临调度响应滞后、系统集成复杂度高及运维难度大等压力。

2、运行情况明显向好，利用水平有待提升

2024年，新能源配储整体运行情况好于2023年，年均运行小时数1439h，比2023年提高约642h。年均利用小时数766h，比2023年提高约383h；其中新疆、西藏、青海、甘肃四地年均利用小时数超全国平均水平，新疆、西藏两地年均利用小时数超1000h，青海、甘肃、江西年均利用小时数超500h。

2024年中国新能源配储平均利用率指数32%，比2023年提升15个百分点。但整体来看，中国新能源配储平均利用率指数远低于独立储能的52%、工商业配储的65%。新能源配储能利用率低，新能源配置的储能一般是在有弃电时段进行充放运行，至多“一充一放”运行，部分区域配置的电化学储能基本未调用。

建设新能源为主体的新型电力系统是我国能源领域的必由之路，储能作为重要的调节性资源，是新型电力系统的必不可少的组成部分，新能源配建储能是其重要的应用模式。未来，需进一步完善行业顶层设计，明确新能源配储参与市场的方式、确定新能源配储的调用方式、加强系统友好型电站技术研究，从而推动我国新能源配储行业高质量发展。