新能源配储政策调整，储能产业迎来市场化发展新篇章！

国家发展改革委与国家能源局近日携手发布了一项重要通知，标志着我国新能源上网电价市场化改革迈出了关键一步。该通知明确指出，新建新能源项目在核准、并网、上网等环节，不得再将配置储能作为前置条件。此举是对过去饱受争议的“强制配储”政策的一次重大调整，首次在国家级政策层面进行了规范。

回顾我国新能源的发展历程，尤其是在“十二五”末期，新能源消纳问题变得尤为突出。2015年，我国风电新增装机容量达到历史峰值，光伏也首次让中国成为全球装机容量最大的国家。然而，这一年我国平均弃风率高达15%，甘肃、新疆、吉林等地的弃风率更是超过了30%；光伏虽然整体情况稍好，但西北部分地区也出现了严重的弃光现象。

为解决新能源消纳难题，国家能源局于2016年5月推出了全额保障性收购政策。然而，这一政策并未从根本上解决问题。因此，国家发改委与能源局紧接着发布了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》，将储能技术视为能源革命的关键，规划中多次提及储能技术的重要性。

2017年，青海省率先开启了“强制配储”的实践，要求风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。随后几年，多个省区纷纷效仿，至2020年底，我国已有二十余省区出台了鼓励或强制配储的政策。这些政策确实推动了我国储能产业的快速发展，但同时也带来了资源错配的问题。

业内专家指出，尽管“强制配储”政策促进了储能产业规模的快速增长，但由于缺乏合理的成本疏导机制，导致了低价无序竞争。许多新建的风光发电侧项目配置的储能装置利用率极低，造成了资源浪费。截至2023年底，我国电源侧强制配储装机占比高达42.8%，但新能源配储的平均利用率指数仅为17%，远低于电网侧独立储能的38%。

面对这一问题，青海省再次走在了前列，探索出了“共享储能”的新模式。2018年，国网青海电力公司提出了这一概念，并于2019年进行了试运营。共享储能通过构建市场化交易机制，实现了储能企业与新能源发电企业或用户之间的互利共赢。随着电力现货市场的逐步转正和辅助服务市场新规的出台，共享储能模式得到了更广泛的认可。

近年来，我国新增的储能装机逐渐从强制配储向独立共享储能转变。储能电站不再仅仅作为新能源项目的附属品，而是可以独立参与市场化交易。这一转变不仅提高了储能装置的利用率，也促进了储能产业的健康发展。

在今年春节假期之后，国家发展改革委与国家能源局发布的通知正式叫停了“强制配储”政策。随着新能源上网电价全面由市场形成，储能电站和运行模式将面临更加激烈的市场竞争。只有那些能够为新能源项目提供更高收益的储能电站和模式，才能在市场中脱颖而出。

随着电力市场的不断完善和储能技术的持续创新，未来储能产业将迎来更加广阔的发展前景。无论是独立储能电站还是共享储能模式，都将在推动新能源高质量发展中发挥重要作用。

此次政策调整不仅是对过去“强制配储”的一次纠偏，更是我国新能源市场化改革的重要里程碑。未来，随着更多市场化机制的引入和储能技术的不断创新，我国新能源产业将迎来更加蓬勃的发展。

同时，这一政策调整也将对全球新能源产业产生深远影响。我国作为新能源领域的领头羊，其政策走向和市场变化都将对全球新能源产业产生重要影响。未来，我国将继续发挥引领作用，推动全球新能源产业向更高质量、更可持续的方向发展。