北极星储能网讯：春节过后，除了《哪吒2》，最火爆的话题当属DeepSeek。有消息称，东风岚图、吉利汽车、广汽ADiGO SENSE正与DeepSeek深度融合，完善其原有AI模型，上车指日可待。北极星储能网也借储能行业热门话题发出提问，看看DeepSeek如何作答。
2月9日，两部委印发的《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》提出，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。
有多方提出疑问：储能是否将失去发展机会？实则不然。
据CNESA数据显示，2024中国新增新型储能投运装机43.7GW/109.8GWh，其中风电光伏新能源配储占比31.6%，是当前储能市场增量主力。
早在2017年6月，青海发改委印发的风电项目开发方案，在全国范围内首次提出新能源配置储能要求，要求风电按照建设规模10%配建储电装置。而新能源配储真正规模化执行，大概要从2020年开始算起。据北极星储能网不完全统计，2020至2023年间，全国各地出台约有87项新能源配储政策。2024年内也有45项政策规定新能源配置储能需求。
但在政策推动过程中，各地陆续出现了储能“建而不用”的现象。储能投资成本高、没有明确的盈利模式，导致大部分新能源开发商投建储能意愿不强。在“强制”配储要求下，投资商更倾向于选择低价产品，这也导致了部分劣质储能产品入场、储能安全风险陡增。
但在2023年以来，各地储能项目开发有了新变化，大型独立共享储能电站项目逐渐崛起。在2024，中国新增储能装机中独立储能占比已经高达60.6%，相当于新能源配储的两倍。
其次，各地新一轮“两个细则”、电力辅助服务政策调整下，光伏风电面临的考核更加严格，若不满足需求将承担更加高昂的考核费用。而随着储能技术的成熟发展和成本的快速下降，目前储能的调峰调频黑启动等各类调节作用已经得到认可。尤其随着新能源装机猛增，储能对于新型电力系统的主动支撑作用和价值正在被挖掘。也正因为如此，配储已经从“被迫、强制”逐步成为新能源开发商主动的选择。
当然，随着功能性需求增加，储能调用机会将越来越多，这也对储能设备的性能质量、交易能力等各方面提出了更高要求。储能行业的洗牌也在所难免。
不过，当前储能仍然面临另一个堵点，储能的作用价值酒究竟如何衡量？如何获得更加合理的收入？这也和本次两部门印发的“电价”政策直接相关。
针对这一疑问，DeepSeek给出了自己的答案。
——新能源配建储能模式导致储能利用率低、成本压力大，甚至出现“建而不调”现象。新政取消强制配储后，储能项目的经济性将成为核心驱动力。未来，储能需通过峰谷价差套利、容量租赁、辅助服务收益等市场化方式实现盈利。
——尽管强制配储政策退出可能短期抑制装机增速，但长期来看，市场化机制将推动储能从“被动配套”转向“主动盈利”，行业进入高质量发展阶段。
DeepSeek回答原文如下：
国家发改委、国家能源局于2025年2月9日发布的《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》中明确提出，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。这一政策调整标志着中国储能行业从“政策驱动”向“市场驱动”的转型，新型储能的未来发展将呈现以下趋势：
### 一、**市场化导向增强，储能价值回归经济性本质**
1. **强制配储政策退出，储能需求转向市场化激励**
此前，全国28个省（区、市）要求新能源项目按装机容量的10%—20%配建储能，但该模式导致储能利用率低、成本压力大，甚至出现“建而不调”现象。新政取消强制配储后，储能项目的经济性将成为核心驱动力。未来，储能需通过峰谷价差套利、容量租赁、辅助服务收益等市场化方式实现盈利。
2. **电力市场机制完善推动储能收益多元化**
随着新能源全面入市，现货市场、辅助服务市场等交易机制逐步成熟，储能的调峰、调频、备用等价值将更充分体现。例如，独立储能可通过参与现货市场峰谷价差（如0.2—0.3元/kWh）和容量补偿获得收益。此外，政策鼓励新能源与储能联合参与市场，通过分时中长期合同提升收益。
### 二、**技术降本与创新加速，行业向“卷价值”转型**
1. **电化学储能技术持续突破，成本进一步下降**
2024年，锂离子电池储能系统成本已降至约0.3元/Wh（同比下降43%），预计2025年成本将进一步降低30%以上。同时，钠离子电池、液流电池等新技术进入规模化应用阶段，例如首个百兆瓦时级钠离子电池储能项目已并网。
2. **储能系统集成与智能化水平提升**
标准化、模块化设计成为主流，头部企业通过技术创新（如“一体多用、分时复用”模式）提升系统效率，降低全生命周期成本。市场将更注重储能的循环寿命、安全性和调度灵活性，而非单纯低价竞争。
### 三、**独立储能与共享储能成为主流模式**
1. **独立储能项目迎来发展机遇**
新政为独立储能提供了更清晰的市场定位。通过容量租赁（如电网企业或新能源企业租用储能容量）、峰谷套利和辅助服务收益，独立储能项目有望实现正收益。例如，内蒙古和新疆已通过独立储能模式解决新能源消纳问题。
2. **共享储能模式探索新路径**
共享储能通过集中建设、灵活调用，可降低新能源企业的初始投资压力。但当前仍面临容量租赁价格下降、出租率低等问题，需政策进一步细化容量补偿机制和市场准入规则。
### 四、**政策与标准体系完善，行业规范化发展**
1. **安全标准与监管趋严**
2024年多地发生储能安全事故，北京、广东等地已出台地方性安全管理规范，并推动电化学储能管理平台建设。预计2025年将新增更多国家标准（如电池防火、运输规范），推动行业安全技术升级。
2. **政策支持转向市场机制设计**
例如，国家能源局提出完善现货市场负电价机制、5分钟结算机制等，以体现储能的实时调节价值。此外，绿证与市场化交易协同机制（如差价结算电量不重复获得绿证收益）也将优化储能收益结构。
### 五、**行业洗牌加速，头部企业主导市场**
1. **价格战持续，中小企业面临淘汰**
2024年储能系统中标均价同比下降43%，大量企业利润空间被压缩，部分中小企业退出市场。2025年行业集中度将进一步提升，头部企业（如宁德时代、比亚迪）凭借技术、规模和国际化布局占据主导。
2. **国际化布局成为新增长点**
2024年中国储能企业海外签约规模超150GWh，主要面向欧美、东南亚等市场。未来，具备技术优势和成本竞争力的企业将通过海外市场（如光储一体化项目）拓展增量空间。
### 总结与展望
新型储能的未来发展将呈现“市场化主导、技术驱动、安全规范、头部集中”的特征。尽管强制配储政策退出可能短期抑制装机增速，但长期来看，市场化机制将推动储能从“被动配套”转向“主动盈利”，行业进入高质量发展阶段。预计2025年底，中国新型储能累计装机有望突破1亿千瓦，并在全球市场中占据更重要的地位。
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（请仔细甄别，此内容由AI生成。）
原标题：企业淘汰！行业洗牌？DeepSeek锐评取消强制配储后新型储能未来
