强制配储的取消释放巨大用户侧储能空间！-碳索储能网

强制配储政策退出 2025年2月国家发改委、能源局发布新政，明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件”，标志着强制配储政策终结。

此前，新能源配储因利用率低（平均仅17%）、经济性差（投资回收周期长）备受诟病。政策松绑后，光伏项目投资成本下降，但电网波动性加剧，用户侧储能的灵活性价值进一步凸显，长期来看储能需求会转向市场化驱动。

用户侧储能政策支持加码广东、浙江等地推出用户侧储能专项补贴，并通过输配电价改革明确容量电价机制，允许用户侧储能通过峰谷套利、需求响应等方式盈利。例如，浙江省工商业储能项目在峰谷价差0.93元/kWh时，内部收益率（IRR）可达16.45%，投资回收期缩短至5年。

峰谷价差套利成为核心动力用户侧储能通过低电价时段充电、高电价时段放电实现套利。2023年以来，全国多地峰谷价差持续拉大，如浙江尖峰电价差达0.93元/kWh，山东、江苏等省份也超过0.7元/kWh的经济性门槛，直接刺激工商业用户配储需求。

容量电费管理与应急备电需求大工业用户通过储能减少峰值负荷，降低容量电费支出（占电费成本的30%-50%），同时可应对限电风险。2022年多省限电政策催生企业备用电源需求，光储一体化成为保障生产稳定的重要手段。

缓解配电网压力分布式光伏高比例接入导致配电网电压波动、潮流逆转等问题。用户侧储能通过就地消纳光伏发电，减少对电网的冲击。例如，山东台区配储模式通过储能平滑午间光伏出力高峰，降低变压器扩容需求。

促进分布式能源自给自足用户侧储能与屋顶光伏结合，可将自发自用率从50%提升至100%，减少对外购电依赖。欧洲家庭光储系统案例显示，配储后年收益可提升70%。国内工商业用户通过储能优化光伏消纳，进一步降低用电成本。

现货市场与辅助服务收益新能源全面入市后，电价波动性加剧，用户侧储能可通过参与现货市场套利及调频、备用等辅助服务获取额外收益。例如，德国户储系统通过聚合参与虚拟电厂调度，年收益增加10%-15%。

需求侧响应机制完善电力市场引入需求侧响应机制，用户侧储能的灵活调节能力可转化为市场化收益。山东通过价格信号引导用户侧储能削峰填谷，等效替代抽水蓄能电站调峰能力。

储能系统成本持续下降锂电储能系统成本降至0.6元/Wh以下，叠加光伏组件价格下降，用户侧光储系统经济性显著提升。例如，山东台区配储模式下，组件降价可完全覆盖储能新增成本。

标准化与数字化赋能储能云平台、智能能量管理系统（EMS）等技术普及，提升用户侧储能的运行效率和安全性。例如，浙江部分项目通过数字化工具优化充放电策略，IRR提升2-3个百分点。

光伏不配储政策虽短期可能抑制电源侧储能需求，但通过释放用户侧储能的灵活性价值、完善市场化机制、降低技术成本等路径，反而为工商业和户用储能创造了增长空间。预计2025年后，用户侧储能将逐步摆脱政策依赖，转向以峰谷套利、电网互动为核心的可持续商业模式，年均增速有望超过30%。。

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