李雷是深圳一家中小型储能设备制造商的老总，他最近亲身经历了“136号文”能源新政给行业带来的冲击。

136号文，是行业对2月9日国家发改委、国家能源局联合发布的《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）的俗称。文件明确：“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。”

“136号文下发四天后，就有客户给我打来电话，提出取消去年11月份下的订单。”李雷告诉第一财经记者，这个客户原本计划从该公司采购一批储能设备，用于新建的光伏电站项目中。但随着近日政策叫停“强制配储”，该项目不打算配备储能设施，订单自然“也就黄了”。

自2017年青海省率先推行新能源“强制配储”以来，各地陆续推出的这一政策在争议中存在了八年之久。如今，随着136号文的出台，标志着新能源发电项目配备储能设施（亦称“储能电站”）开始从“行政命令主导”向“市场化需求驱动”转变。

这一转变，对于新能源发电项目投资企业来说，是一种利好。但对于储能企业，尤其是中小型企业而言，意味着生死存亡。

剧变

“早该如此了。”2月25日，第一财经记者在青海省的一座光伏电站采访时，该电站相关负责人表示，光伏电站是否需要配备储能设施，应该由企业根据自身情况和市场需求来决定，而不是由地方的“行政命令”来主导。

过去几年中，“强制配储”一直饱受争议。多名业内人士透露，为了获取项目审批，许多新能源企业不得不被动配储。这导致大量储能设施建成后得不到有效利用，最终只能闲置，成为“名副其实的摆设品”。据上述光伏电站相关负责人介绍，有些光伏电站配储后，储能电站长期未得到调用。


近年来，“强制配储”政策的实施，导致了储能设施的过度建设和低效利用。有证券机构指出，尽管2024年全国储能装机总量达到了111.6GWh，但其中超过74%的需求来自新能源配储指标。中国电力企业联合会数据显示，2022年新能源配建储能平均等效利用系数仅为6.1%；截至2024年6月，新能源配建储能日均运行时间仅为3.74小时，年均利用率指数仅为31%。

136号文的发布，标志着此前各地推行的“强制配储”政策的结束。而对众多中小型储能设备企业而言，“强制配储”政策的取消在短期内无疑是一场关乎生死存亡的考验。


李雷在储能行业中摸爬滚打了多年，但此次新政给他带来了前所未有的压力。文件下发后，在短短半个多月里，他陆续接到了3家客户提出取消订单或暂停合作的电话。这些订单涉及的总金额达数千万元。订单取消后，他们的生产计划完全被打乱，库存积压、资金紧张等一系列问题接踵而至。

同样陷入困境的还有东莞的一家储能设备制造商。该公司营销总监赵强向记者介绍：“这些天来，至少有两家储能系统集成商向我们提出暂停合作，公司高层对此感到措手不及。”其中有一个订单，客户宁愿赔付违约金也要撤单。

赵强坦言，取消订单给他们带来了不小的经济损失，不仅库存设备积压加重，资金链也面临着断裂的风险。他们原本计划靠这些订单扩大生产规模、提高市场份额，但现在看来，这些计划都落空了。

等待后“强配”市场

随着“强制配储”政策的被叫停，李雷开始担心公司会因订单锐减而面临被淘汰的命运。他说：“整个行业已经进入了一个加速整合的残酷阶段。”行业数据更是揭示了这一严峻现实：2024年上半年，储能行业净利润整体下滑了24.23%，毛利率降至23.37%，现金流净额同比更是暴跌了282.69%。

记者在采访中了解到，过去两年来，一些储能设备中小企业不得不采取各种措施来降低成本、维持生存。

李雷的公司从2023年下半年开始就已经意识到必须寻求转型之路。他们试图通过开发新产品、拓展新市场来寻找新的增长点。不过，转型之路并非坦途，需要投入大量的资金和技术力量。“公司现在最缺的就是钱。”李雷说，为了筹集资金，他四处奔波寻找投资人，但结果往往令人失望。

与此同时，赵强所在的公司选择了一条不同的路径——寻求合作发展。他向记者透露，自去年三月份左右起，公司就开始探索与其他企业合作、共享资源的新模式，旨在降低成本并增强市场竞争力。但寻找合适的合作伙伴并非易事。赵强说，在寻找过程中，他们发现市场上产品同质化现象严重，这让优势互补变得尤为困难。

不过，业内人士普遍认为，“强制配储”政策的取消，并非意味着政策的简单退出，而是通过解除行政束缚来激发市场的内在活力，推动技术、市场、应用场景及产业链之间的协同进化，最终促进一个自组织、健康的储能产业生态体系的形成。

因此，从长远视角来看，随着新能源全面进入市场，储能作为缓解新能源波动性的一项有效举措，其市场需求将迎来确定性的新一轮增长。根据136号文，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

面对当前的困境和未来的不确定性，李雷说：“现在只能等了。”

（文中李雷、赵强为化名）

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