2月9日，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水平发展的通知》（下称《通知》），

  新政实施之后，新能源上网电价将长期低于火电上网电价，新能源电力市场的游戏规则，从此彻底改变了。与此同时，《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”。

  这意味着，轰轰烈烈实行了近5年之久的的“新能源强制配储”，终于被叫停。

  实际上，风电、光伏产业，经过国家多年扶持已然发展壮大，在各类电源的装机总量中占比高达40%，超过煤电装机。‌2024年上半年，全国风电和太阳能发电量合计达9007亿千瓦时，约占全国全部发电量的20%‌。

  国际经验表明，随着新能源电量占比达到并超过15%，新能源电力消纳的系统成本将几何级增长。因此，让新能源公平承担电力系统调节成本，是此次政策制定的初衷之一。

  在刚刚过去的2024年，国内新型储能累计装机已突破70GW，远超“十四五”规划的30GW目标。然而，与装机量不断新高相对应的是强配储能的弊端日益凸显，陷入配储不用、低价招标、质量堪忧的恶性循环，整个产业链条毛利率极低，基本上没有利润，处于亏损边缘。

  未来，国内装机量出现某些特定的程度的下滑在所难免，依托配储政策的庇护来寻求快速地发展将一去不复返。许多储能企业反馈，

  “五大六小”电力集团对没签合同的订单已经叫停，需要等各省市的细则出台。

  回看近几年储能的降本力度，远比当年的风电、光伏更为激烈。核心部件电芯从1元/Wh已降到0.3元/Wh以内，仅用了三年的时间，

  截止2024年末，我国储能公司数已超越26万家。企查查多个方面数据显示，处于注销、吊销、撤销、清算、停业、歇业等异常状态的储能公司数已超越了3万家。

  2025年强配政策的叫停让去产能的过程，或将由此变得更剧烈。比亚迪储能及新型电池事业部总经理尹小强此前接受各个媒体采访时预判，

  2025年上半年，将是行业面临的最大挑战，2024年底到2025年中，会有大量企业退场。

  而在海外市场，不确定性也在加剧，“只要认可中国企业品牌的地方，大多数都是中国企业互相PK。”一家储能企业负责人表示。

  据业内透露，在中东阿布扎比20GWh数据中心配储项目招标中，主要有5家中国公司参与，报价都在8.5-9美分/Wh之内，价格比国内高不了多少，

  反观国内，储能产业能否穿越重重迷雾，走向商业化的大江大海，关键还是在于需求、安全和成本这三大要素。

  《通知》明确，适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整，这让业界对电价机制改革有了更多的期待。

  值得注意是，电力作为一种特殊商品，不可能完全市场化，电力市场完全是人为设计的市场，交易主体、交易对象、交易规则都是提前设计好的，不可能自然产生市场规律。

  新能源参与电力市场需要制度创新，如何建设适应新能源高占比的新型电力市场，是全球性的难题。

  投资逻辑的重构，无疑也将让新能源投资者从“资源争夺”转变到“能力竞争”，有更强动力去不断的提高交易运营能力。

  “储能作为灵活性资源的一种，自然会在市场中找到属于自己的位置，独立共享储能将迎来新机遇”。

  阳光电源、比亚迪、天合、华为、科陆电子等系统集成商相继展开“烧舱实验”。

  在热失控情况下，电池舱燃烧不蔓延，最大限度去控制燃烧范围和破坏力，企图打消客户对安全事故的顾虑。

  如果让电池不分青红皂白大规模地进入新能源场站，对电力系统无疑是一场灾难。

  过去几年里，产业的重心都倾向于降本。很多储能电站因为缺少使用，无法证明产品功能和性能的好坏。从产品功能方面来看，作为涉网的核心装置PCS和系统大脑EMS等环节没有被足够重视。从产品性能方面来看，系统的稳定性、充放电效率、容量衰减率也没有正真获得足够的验证。

  这意味着在接下来的竞争中，产业不再是“低价成本竞争”，而是利用充放电容量资源，在动态平衡的电力系统中获得收入。

  储能产业高质量发展逻辑面临重构，商业模式由混沌走向明朗，将倒逼企业由“价格驱动”走向“价值驱动”。

  政府把产业的主导权逐步交给市场，从品牌到渠道，从开发到融资，从交付到运维，系统深化技术应用，融合新型电力系统将成为每家储能企业的必修课。

  在技术路线方面，一直以来，在国内降本的逻辑下，投资运营商此前相对看重初始投资，经济性成为选择储能系统的重要的条件。因结构相对比较简单、投资所需成本低，后续安装、运维方便，集中式方案占据行业主流。

  但随着国内大储逐渐迈向GWh时代，集中式储能的木桶效应和并联环流等问题被逐渐放大，组串式方案走进大众视野。

  2023年开始，阳光电源、上能电气、汇川分别推出了基于组串式的PCS，阳光电源、库博能源、卧龙储能、天合储能、特变电工等相继推出组串式储能系统。

  在高压级联赛道，除先行者智光储能外，南瑞继保、海博思创、四方继保、许继、金盘科技、国电南自、西电、新风光等超过15家企业相继推出高压级联方案。

  储能参与电力市场，能否从现货市场获利，需要对电价预测、新能源出力、交易策略等方面提供一些更多维度的服务，可能是储能企业化解内卷的必备技能，

  比如远景储能在行业率先提出“储能的本质是交易”理念，交易是储能的照妖镜。远景高级副总裁、远景储能总裁田庆军认为，新能源全面入市，将加速推动电力市场化进程，电力现货将在全国铺开。

  储能参与电力市场套利空间逐步扩大，储能的交易本质将快速显现，储能投资收益也将拉开差距。

  在西藏、新疆等电网末端，构网型储能的需求已经显现。在2024年近13GWh构网型储能招标中，新疆构网型储能项目定标规模为1.31GW/4.925GWh，容量规模占比56.79%，超过全国的一半，西藏、青海等紧随其后。

  构网型技术并非新鲜事物，Grid-forming Control一词最早出自1997年德国太阳能供电技术研究院发布的一份研究及报告，是对多种针对变流器控制技术的总称。汉译“构网”的概念最早由南瑞继保沈国荣院士率先引进到国内，截至目前，国内主流集成商和PCS企业均相继开展构网实践。

  不过，构网仍处于前沿技术，尚未有权威的标准出台。中国电科院的一位专家曾指出，哪些指标代表构网能力？不同应用场景有没有不同的构网能力技术指标？在测试过程中，惯量响应一直存在，是不是会影响测试结果？惯量时间常数应该设置在什么范围？阻尼控制功能的技术指标是什么，怎么测试？过载能力该如何测试？人工短路的故障点如何抉择？并联机组在人工短路过程中的脱网问题？跟网和构网控制方式相互切换的判断依据是什么？构网型储能电站并联机组之间的振荡风险和稳定能力怎么测试？测试过程是否应思考直流侧电池的状态？这一系列问题仍有待业内进行探索。

  电池作为储能系统的主要组成部分，一直备受瞩目。2022年-2024年6月，在这两年半时间内，市场公布的亿元级以上的重大储能电池项目179个，项目总投资预算超1.24万亿元，储能电池产能规划超2800GWh。

  根据InfoLink Consulting预测，2024年储能电芯产能达750GWh，而2024年全球储能电芯出货量约为310GWh-320GWh之间。

  2024年，行业集中度继续保持高位， TOP10市占率高达 90.9%，Top5 企业为宁德时代、亿纬锂能、比亚迪、海辰储能、中创新航。

  储能电池市场正处于一个关键的分水岭，电池技术升级仍在进行中，大电芯的演进不断改变原有的储能电池格局。

  目前电池企业共发布了超过15款500+Ah的大电芯计划，宁德时代、亿纬锂能相继率先量产，大电芯的降本效果明显，最终哪款电芯胜出还是要看集成的系统产品是不是具有竞争力。

  在2024年105GWh的储能电池出货中，直流侧和交流侧系统出货量占比超过40%。

  宁德时代全力发展系统集成业务与原有客户形成竞合关系，其实给了其它二线品牌更多的机会。阳光电源、中车株洲所纷纷与二线品牌展开战略合作，海博思创也将原本属于宁德时代的大部分市场占有率让渡给了亿纬锂能。

  以阳光电源为代表头部PCS企业整合二线电池厂，以比亚迪为代表头部电池厂整合二线PCS企业已取得明显效果。

  选择跟随宁德时代的战略还是另辟蹊径，可能决定着未来几年的自身地位和行业格局。