新能源发电全面入市交易新政取消“强制配储”，储能行业影响几何

　　“新政策的出台，为储能行业的发展揭开全新篇章，也带来全新发展机遇。”江苏领储宇能科技有限公司总经理王国红在接受第一财经记者采访时表示。

　　近日，国家发展改革委、国家能源局发文深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电价全面市场化。

　　新政策的核心在于推动新能源全面参与电力市场。即6月1日后投产的增量光伏、风电项目将全面进入电力市场，电价通过市场交易形成，新能源项目的收益模式将从过去的固定电价转向市场化定价。电价由供需关系决定，电价波动将成为常态。

　　取消强制配储要求

　　相比传统能源，光伏等可再生能源发电普遍存在间歇性、波动性问题，需要储能配套来平滑和稳定电力系统运行。在新政策发布之前，国内风光项目强制配储能的情况造成“劣币驱逐良币”的市场乱象。

　　“国内风光项目强制配储能，好像拉郎配，增加成本，但没有对应收入。配套储能不受重视，普遍配而不用，国内风光项目所配储能的利用率极低，导致配置低，性能差的储能设备反而有机会中标，劣币驱良币，成为行业发展隐患。”阿特斯阳光电力集团董事长兼首席执行官瞿晓铧表示。

　　而新政策提出，“不得向新能源不合理分摊费用，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”。新政策取消强制配储要求，明确禁止将储能配置作为项目开发前置条件，一方面，为储能产业的发展带来了机遇。

　　王国红对第一财经记者分析称，从储能与风电、光伏等新能源发电侧进一步适配的角度来说，电价进入市场定价的时代，意味着新能源电价波动性将显著增加，而储能可以通过“低储高放”帮助新能源业主平滑收益曲线，提升经济效益，需求进一步放大。

　　“另一方面，工商业用户一旦加装储能系统，即可通过峰谷套利显著降低用电成本，在峰谷价差有望进一步扩大这一背景下，工商业侧储能的需求预计将迎来爆发。”王国红表示。

　　据行业机构储能领跑者联盟(EESA)分析，新政策的实施，长期来看还原了新能源企业选择权，将是否配、如何配、配多少等问题还给新能源企业，不仅有助于推动市场化配储能的发展，同时对储能系统的考核也从产品价格进一步上升到了产品性能和产品经济性。

　　加速市场优胜劣汰

　　“但与此同时，我们也看到挑战并存。”王国红表示，新政策明确提出，取消“新能源强制配储”这一前置条件，这将推动储能行业转向市场驱动，回归应用本质，预计将推动储能企业顺应AI智能发展浪潮。

　　王国红认为，这也意味着，只有真正能给业主带来高安全、高经济性解决方案，具备技术优势且能持续进化的储能企业，才能在市场化的竞争中长足发展、不衰竭。

　　“这一政策的出台，不仅终结了风光发电的固定电价时代，也为光储电站的开发带来了新的机遇与挑战。”天合光能(688599.SH)相关负责人表示，储能需求将从“政策驱动”转向“价值驱动”，取消强制配储后，储能不再是政策“硬指标”，需通过峰谷价差套利、调频服务等市场化手段证明其经济价值。

　　“未来市场对储能系统的需求将从单纯的配备转向更注重效能和优化经济性的综合考量，各省间用电关键节点将越来越清晰，哪些节点安装储能具备经济性以及必要性也将逐渐显现。”储能领跑者联盟(EESA)认为，这种变化会促使市场内不具竞争优势的企业被淘汰，有产品技术实力和解决方案能力的企业迎来进一步的增长机遇，行业整体质量及竞争环境有望得到提升，从而推动整个储能市场的健康发展。

　　眼下，国内的储能主要由配储需求主导，新政策下储能的短期需求将受影响。

　　根据行业资讯机构储能与电力市场数据，2024年国内储能装机规模达111.6GWh，其中新能源指标带来83.2GWh的储能需求，占比超过七成，意味着短期配储需求受影响。

　　“从节奏上看，我们测算目前国内已招标未并网项目体量180GWh至200GWh，仍可支撑2025年的装机量。”华泰证券预计，2026年装机由于需求承压或将出现下滑。

　　长期来看，该机构认为，电力市场化推进丰富储能终端的盈利模式，储能逐步由强制配储向市场化需求转向，产业链加速优胜劣汰，竞争格局优化，储能行业出清后有望重回增长轨道。

　　(本文来自第一财经)