今年初，国家发改委与国家能源局联合下发《关于深化新能源上网电价市场化改革增进新能源高质量发展的公告》（下称《通知》），行业咨询机构InfoLink在最新研究中指出，该文件的出台不仅预示着中 国新能源 发电模式正从以往依赖固定电价、补助和保障性收购的路径向市场化竞争转型，也为中国 储能 市场发展造成了全新的发展契机与严峻考验。
具体而言，《通知》明确规定，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，并以2025年6月1日为节点，划定存量项目及增量项目，并入机制电价。
InfoLink判断，短时间而言，政策调整或造成配储需求受影响。2024年及以前，强制配储政策是我国 储能 市场发展首要驱动力。以2024年为例，新能源配储装机规模占比接近40%。《通知》发布后，预计部分低收益已规划未落地的新能源配储项目，预计将出现延后，或取消规划的情景。
该机构判断，《通知》发布后，新能源配储项目将在531节点出现抢装现象。与存量项目相比，增量项目的机制电价在最终竞价时存在一定波动性，因此，部分企业可能会将风光项目提前至 6 月 1 日前并网，以规避复杂的 利润测算和市场竞价规则，确保项目预期收益率的稳定。而当前 储能 抢装潮主要是跟随光伏项目的抢装节奏，配合光伏项目531节点，项目节奏整体前置所致。
值得注意的是，取消强制配储后，市场焦点转向独立 储能 ，但独立 储能 经济性仍备受考验。
尤其是追溯过往独立 储能 电站收入结构可以发现，新能源配储容量租赁费用一直是独立 储能 主要收入来源。取消强配政策后，容量租赁收入的可连续性存疑，有待后续各省份出台具体政策措施支撑独立 储能 项目经济性。
InfoLink判断，当前时点看，容量电价政策是潜在的政策方向之一。以 内蒙古自治区 为例，3月12日， 内蒙古自治区 能源局印发的《 内蒙古自治区 能源局关于加快新型 储能 建设的公告》，明确了灵活的容量补偿标准。提出对并入自治区独立新型 储能 电站规划的独立新型 储能 电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，每年九月底前公布次年补偿标准，补偿标准明确后执行时间为十年。
其中，2025年度独立新型 储能 电站补偿标准为每千瓦时0.35元，2025年6月30日前不能开工的独立新型 储能 电站项目不执行 2025 年度补偿标准。InfoLink认为，内蒙古作为独立 储能 装机高地，其政策划向或具备风向标意义。
《通知》中还有一项变化值得关注，即在完善现货市场交易和价格机制方面，提出要“适当放宽现货市场限价”。
InfoLink认为，该举措预计将使 储能 项目在现货市场中获得合理收益。在新能源出力时段的谷电（如光伏午间发电高峰引发电价塌陷）与系统调理资源稀缺时段（如晚峰负荷激增叠加新能源出力锐减）的尖峰电价双重作用下，现货市场的动态套利空间将持续扩张，配置 储能 的必要性将逐步提升。
在InfoLink看来，《通知》作为顶层设计文件，其核心在于构建制度框架，而具体实施细则需待各省市结合本区域市场特点，于2025年底前完成相关配套政策的制定。这一过渡期或造成行业出现暂时性波动，产业方需做好动态应瞄准备。
另外，基于中国市场项目储蓄情况，并结合《通知》指引，预计2025年中国 储能 市场新增装机规模将达112GWh，同比增速约9%；若后续地方政策配套进度或激励工具（如容量电价机制、辅助服务补偿标准）力度低于预期，2026—2027年或出现产业转型阵痛期。但考量到新能源消纳刚性需求与电力系统灵活性缺口的长期存在，中国市场需求断崖式下滑可能性较小。
另外一个连锁效应是 储能 行业或将经历洗牌。InfoLink判断，随着强配政策的取消， 储能 行业正经历着从粗放式增长向价值创造的战略升级。强配驱动时代，一些 储能 项目更多是为了满足政策要求而“盲目”建设，袒露出技术同质化严重、系统效率衰减快等结构性问题。
随着取消强制配储，行业迎来范式重构—— 储能 配置逻辑正从“政策达标”向“价值锚定”跃迁，经济性与全生命周期收益能力成为检验企业核心竞争力的第壹标准。InfoLink认为，具有技术纵深度与商业模式创新能力的头部企业有望扩大市场份额，产业链或加速优胜劣汰，竞争格局走向优化。