“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。”会让储能项目进度滞缓？
2月9日，《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》文件一出，轰动行业。

一些担忧储能未来的声音，随之而来。

所谓担忧，主要来自于政策中提到的这句：“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。”

之前的确很多省份出台了“强制配储”的政策，储能项目为之热度高升，在硬币的另一面，“建而不用”等问题也深深刺痛着行业。

由此，配储政策在行业当中一直有正反两种声音。

这一政策，会让储能项目的建设就此滞缓？

它将是产业进程中的分水岭！

河南电网新能源出力创纪录

储能技术将解决消纳、支撑电网稳定性与可靠性

2月7日11时31分，河南电网新能源出力突破3000万千瓦，达到了3077万千瓦，创历史新高。

其中，光伏出力2440万千瓦，风电出力637万千瓦，占到同时刻全省用电负荷的51.1%。

河南电网新能源出力上一次的新高是在2024年8月11日，达到2937万千瓦。

储能头条了解到，本次河南电网新能源出力再创新高，主要由于新能源装机规模快速增长。

截至2025年1月底，河南全省新能源装机6877万千瓦，较2024年同期增长860万千瓦，已超越煤电成为省内第一大电源。

河南省内新能源装机规模快速增长的主要力量来自于分布式光伏，增长630万千瓦。

按照河南省的政策，将继续在增量配电网场景、工商业企业产业园区等工业场景、农村地区场景、服务业场景、公共机构场景等多个领域，建设新型能源。

河南省新能源装机规模有望进一步扩大。

随着全球对绿色低碳转型的重视，新能源装机容量和发电量持续增长。政府和企业纷纷加大新能源投资，推动新能源技术进步和成本降低，使得新能源在能源供应中的占比不断提高。

虽然新能源出力情况随时间变化而波动，在不同时间段内出力情况会有所不同，但随着新能源技术的不断进步、电网调度能力的提升，以及储能技术、智能电网等技术的不断发展，新能源出力的稳定性和可靠性将得到进一步提升。

新能源出力继续加大，必然要考虑消纳问题。

如果电力系统无法及时消纳这些电能，便会导致电力过剩和浪费。

此时，储能系统将不可或缺！

它将扮演愈发的角色，通过与电力系统的智能互动和灵活协调，提高电力系统的灵活性和可靠性，从而促进新能源的消纳和利用。

储能项目参与市场交易

利好明显：上网电价按照当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行

此前，河南省人民政府办公厅印发了《加快新型储能发展的实施意见》，这项政策意义深远。

《意见》提出，到2025年，河南省新能源项目配套储能规模达到470万千瓦以上，用户侧储能规模达到30万千瓦以上；新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。

鼓励已并网的存量新能源项目按照不低于装机功率的10%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施。

2021年及以后河南省年度风光开发方案中的新能源项目，要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能设施投运时间应不晚于新能源项目投运时间。

发挥大型储能电站调节能力强、易于调度、方便管理等优势，重点建设容量不低于10万千瓦时的独立储能电站。

进入电力现货市场前，独立储能项目放电、充电时，原则上分别作为发电和用电市场主体参与中长期交易。

2025年年底前迎峰度冬、迎峰度夏期间，独立储能项目按照电网调度指令在高峰（含尖峰）时段放电的，上网电价按照当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行；充电时享受分时电价政策。

这项政策除了明确提出要上多少储能，还给出了储能项目参与市场交易的具体利好标准。

也就是说，河南的政策已经提早考虑到让储能助力解决消纳问题，让储能参与电力市场交易。

河南电网地处全国联网枢纽，国内率先跨入特高压交直流混联运行阶段。

目前通过1回1000千伏特高压交流线路，2回±800千伏特高压直流线路（天中直流、青豫直流）、灵宝直流换流站，4回1000千伏特高压交流线路、4回500千伏线路，分别与华北电网、西北电网及所在华中电网相连，外电入豫通道能力超过2000万千瓦。

境内在运35千伏及以上变电站3356座（含特高压交直流）、容量3.998亿千伏安。实现500千伏变电站覆盖所有地市、220千伏变电站覆盖所有县、110千伏变电站覆盖所有产业集聚区和动力电覆盖所有自然村。

河南省的特高压线路在消纳新能源方面发挥了一定作用，但仍需要不断提升电网结构和消纳能力，推动储能技术应用，以适应新能源的大规模接入。

基于此种情况，河南提早谋划储能项目参与电力市场交易，先行先试，已经给各省打了样。

不得将配储作为前置条件

意在“纠偏”产业中出现的个别问题

储能将是新能源发展的“必需品”

昨天政策中提到的不得将配储作为前置条件，意在“纠偏”，让新能源项目能够更加自主地参与市场竞争，根据市场需求和项目实际情况进行灵活配置和应用。

很多省份也像河南这种情况，新能源出力屡创新高。那么，上储能便会是参与者们更加自发而主动的行为。

尤其是这两年，储能产品的价格已经在白热化的竞争中被打了下来。

储能系统和EPC的价格逐年降低，据储能头条对近期（1月25日-2月7日）储能系统、EPC招中标公开项目不完全统计，储能系统投标报价在0.45到0.696元/Wh之间；储能EPC的投标报价在0.542到2.154元/Wh之间。

一边是更低的储能成本，一边是迫切的需要。

新政并不会让储能项目的建设滞缓，反而会成为一个新的“分水岭”。

以后储能项目将以更加健康、合理方式出现。

储能系统可以实现电力的“时移”，即在新能源产能过剩时段（如白天光伏出力高峰）将电能储存起来，在需求高峰期或者新能源产出低谷期释放。这不仅可以减少弃风弃光现象，还可以提高可再生能源的并网接纳率和利用效率。

从而，避免资源浪费。

众所周知，近几年央国企在新能源项目的投资上，达到了深度发力。据储能头条统计，2024年1-12月份，央企全年储能项目定标容量达到了110.022Gwh，项目建成后，在未来新能源项目参与电力市场交易中，将发挥重要作用。

通过参与电力市场交易和竞争，储能系统将为电力系统带来更多的经济回报。 

原标题：新政下储能项目滞缓？NO！分水岭来了！河南新能源出力破3000万大关，储能将不可或缺！