2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号，简称“136号文”），明确取消新能源项目强制配储政策，标志着持续近8年的行政性配储机制退出历史舞台。该政策旨在解决强制配储导致的低效资源配置、新能源企业成本压力激增、储能“建而不用”等行业痛点，推动储能从“政策驱动”向“经济性驱动”转型。

一、取消强制配储的行业影响
短期内，依赖政策补贴的储能企业将面临订单缩减与营收压力，新能源配储需求预计下降约70%。但长期来看，政策倒逼行业回归市场化本质，通过峰谷价差套利、辅助服务收益等经济性需求激发储能内生动力。例如，浙江工商业储能因1.1元/度以上的价差已具备经济性，用户侧储能或成新增长极。
政策取消加速淘汰低价低质产能，推动钠离子电池、液流电池等长时储能技术商业化，并促进构网型储能等技术创新。头部企业如宁德时代凭借技术优势有望巩固市场地位，而依赖补贴的中小企业将面临生存挑战。
强制配储取消后，储能资源将向新能源消纳困难区域倾斜，并通过独立储能电站、共享储能模式参与电力现货市场，优化系统调节能力。但短期内可能加剧弃风弃光现象，需依赖电网灵活性改造与市场化补偿机制过渡。

二、136号文的核心机制与政策协同
文件要求新能源电量全面入市，电价通过市场交易形成，并引入差价结算机制：存量项目沿用保障性电价，增量项目通过竞价确定机制电价，以对冲市场波动风险。此举既稳定企业收益预期，又通过价格信号引导资源优化配置。
文件强调“优先调度新型储能”“建立容量补偿机制”，推动储能参与辅助服务市场，释放调频、备用等多元收益空间。同时，明确机制电量与绿证收益不重复，避免政策套利。
尽管国家层面取消强制配储，地方政府仍可通过电价机制优化（如扩大峰谷价差）、容量租赁补贴等方式激励储能投资，例如广东已探索10%容量配储的地方标准。

136号文标志着我国储能行业从粗放扩张转向高质量发展。建议：
​企业层面：加速布局用户侧储能与虚拟电厂，提升电力交易策略能力，应对市场化电价波动；
​政策层面：完善容量电价、现货市场规则等长效机制，推动储能技术标准与并网规范统一；
​技术层面：聚焦长时储能与系统集成技术突破，提升全生命周期经济性。
取消强制配储并非否定储能价值，而是通过市场化机制重塑行业生态，为新型电力系统建设提供可持续支撑。未来十年，储能将在电力市场深化与技术创新双轮驱动下，迈向更高质量的发展阶段。

综合市场交流观点和看法，SMM认为取消“强配”或更多促进储能行业转向“优配”，全年来看，预期储能系统装机增速或维持在20%左右。

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