国家发改委出台新政，新能源产业大洗牌！储能行业迎来新需求

　　导语：为加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制、大力推动新能源高质量发展，2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发了《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》(以下简称《通知》)。

　　政策梗概：

　　《通知》提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量等思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能等新能源发电上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，主要内容有以下三个方面:

　　一是风电、太阳能发电新能源上网电价全面由市场形成，即打破原来固定的电价模式，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，推动新能源发电与煤电等传统能源在电力市场可以同权竞价。

　　二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，实行“多退少补”差价补偿，即当市场价低于机制电价时补偿差价，高于时扣除差价，这也是该《通知》的核心内容。

　　三是针对新能源存量和增量项目分类施策，以2025年6月1日为节点，对此前投产的存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接;对6月1日以后投产增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。

　　政策亮点：

　　1、《通知》的印发，标志着我国新能源支持政策从政策补贴、保障性收购转向于市场化调控，进入全面入市阶段，新能源上网固定电价时代结束，不再享受电价政策优势，将全部直接与煤电传统能源的价格竞争。

　　2、价格结算机制相当于赋予新能源发电项目一个“价格锚点”。近几年来，随着新能源发电入市后上网电价下行，导致新能源收益率下滑，同时也影响到了新能源的投资热情，通过市场差价结算，能够为新能源开发商提供合理稳定的收入预期。

　　3、有利于新旧项目平稳运营。针对新能源电力具有固定投资占比大、变动成本占比小的特点，随着技术进步，造价会持续降低，新老项目经营成本差异较大，这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，更好发挥市场作用。

　　新政对市场短期会有怎样的影响?

　　业界普遍认为，新能源全面入市初期，虽然差价结算“多退少补”能平滑新能源收入波动，但是补偿价差由市场平均交易价格和补偿基准价格共同决定，因此只是在同一地区、同一时间、同一类型新能源发电价差相同，差价结算并不能抹平个体电站交易收入的巨大差异。

　　新能源发电不稳定、在电力系统中可调度性较差等特点，短期内发电效益一定会受到冲击。

　　另外，新政实施后不排除部分地区可能出现无序或恶性竞价情形，新能源发电企业短期内将可能面临上网电价下行压力。从股市看，2月10日收盘，新能源发电商的股价基本上都在下跌。光伏指数(866023)收跌1.23%，个股方面，阳光电源(300274)(300274.SZ)、通威股份(600438)(600438.SH)、爱旭股份(600732)(600732.SH)、隆基绿能(601012)(601012.SH)分别下跌3.05%、2.73%、1.69%、1.23%。

　　新能源产业将会如何发展?

　　自2006年以来，我国风电、太阳能发电在政策扶持下实现了跨越式发展，截至2024年底，新能源发电装机规模14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，超越了煤电装机。市场普遍认为，《通知》将加速新能源产业优胜劣汰，对发电企业、电网公司、虚拟电厂、储能行业都会带来巨大影响，甚至行业重新洗牌。其中发电成本高、效率低下的企业会因市场竞价劣势被淘汰出局，而结合了高效储能、智能发电等技术创新企业将占据优势，迎来新的发展机遇。

　　发电企业优化项目选址

　　实行新政后，区域电价差异可能进一步扩大，风、光资源禀赋优越但消纳能力弱的地区电价可能会低于东部负荷中心，发电企业可以权衡资源开发潜力与跨省输电成本，向更有优势的地区集中，优化项目选址。同时加大企业研发投入，提升光伏转换效率、优化风电机组设计等，增强企业技术创新与成本控制，降低全生命周期成本以增强在竞价中的竞争力。绿证与电价脱钩后，企业可通过绿电直购、绿证交易获取额外收益，推动营销模式创新。例如，光伏企业可联合高耗能企业签订绿色电力采购协议。

　　储能行业将整装再发，迎来新的市场需求

　　在配储政策的驱策下，我国储能行业野蛮狂飙，良莠不齐。2024年，我国新型储能新增投运43.7GW/109.8GWh，同比增长103%/136%，远超全球储能新增装机36%的增长速度;“五大六小”电力央企共计完成了79.0GW/207.1GWh储能系统采招，同比增长75%。但2024年，2h磷酸铁锂储能系统全年中标均价下降了43%，跌至0.628元/kWh，出现了量增价跌、企业大面积亏损，

　　新政终结了屡遭诟病的“强配储能”，储能行业将由低价竞标抢占“坑位”乱象，转向调峰调频、助力平衡电网，真正具备交易能力和构网能力，充分发挥电力保供作用和经济价值，使得以次充好、低价扰乱市场的现象逐渐被淘汰，重塑市场健康发展。

　　新政实施后，上网电价完全市场化，价格的波动越大，储能作为独立市场主体创造套利机会的空间也越大，储能通过提供电网服务，提高整个电力系统的效率和稳定性。同时不再受政策强制捆绑，储能系统与新能源项目的合作将更加灵活，储能企业与电网企业/新能源开发商可以根据双方的实际需求和市场情况自愿合作，实现市场共赢。

　　这也意味着，储能的盈利模式将从单一的强制配储向市场化需求转变，新能源的波动性和间歇性特点，要求配套储能设施来平滑出力曲线，提升电力系统稳定性和灵活性，储能的调节作用就更加重要，储能产品的真正技术和功能将会进一步得到释放，储能行业也将迎来新的市场需求。从长期需求来看，新政对储能行业的确是正本清源，堪称实打实的利好。

　　结语：《通知》开启了我国新能源上网电量全面进入电力市场的新阶段，也展现了我国对新能源行业改革的坚定决心和深远意义。一方面，有助于形成真实市场价格，优化电力资源配置，推动新能源行业健康有序发展;另一方面，新能源将公平承担电力系统调节成本，促进新能源与调节电源、电网协调发展，助力新型电力系统建设和新能源行业的高质量发展。