近日，國家發展改革委、國家能源局發文深化新能源上網電價市場化改革，推動新能源上網電價全面市場化。

新政策的核心在于推動新能源全面參與電力市場。即6月1日后投產的增量光伏、風電項目將全面進入電力市場，電價通過市場交易形成，新能源項目的收益模式將從過去的固定電價轉向市場化定價。電價由供需關系決定，電價波動將成為常態。

相比傳統能源，光伏等可再生能源發電普遍存在間歇性、波動性問題，需要儲能配套來平滑和穩定電力系統運行。在新政策發布之前，國內風光項目強制配儲能的情況造成“劣幣驅逐良幣”的市場亂象。

“國內風光項目強制配儲能，好像拉郎配，增加成本，但沒有對應收入。配套儲能不受重視，普遍配而不用，國內風光項目所配儲能的利用率極低，導致配置低，性能差的儲能設備反而有機會中標，劣幣驅良幣，成為行業發展隱患。”阿特斯陽光電力集團董事長兼首席執行官瞿曉鏵表示。

而新政策提出，“不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”。新政策取消強制配儲要求，明確禁止將儲能配置作為項目開發前置條件，一方面，為儲能產業的發展帶來了機遇。

從儲能與風電、光伏等新能源發電側進一步適配的角度來說，電價進入市場定價的時代，意味著新能源電價波動性將顯著增加，而儲能可以通過“低儲高放”幫助新能源業主平滑收益曲線，提升經濟效益，需求進一步放大。

“另一方面，工商業用戶一旦加裝儲能系統，即可通過峰谷套利顯著降低用電成本，在峰谷價差有望進一步擴大這一背景下，工商業側儲能的需求預計將迎來爆發。”王國紅表示。

據行業機構儲能領跑者聯盟（EESA）分析，新政策的實施，長期來看還原了新能源企業選擇權，將是否配、如何配、配多少等問題還給新能源企業，不僅有助于推動市場化配儲能的發展，同時對儲能系統的考核也從產品價格進一步上升到了產品性能和產品經濟性。

“但與此同時，我們也看到挑戰并存。”王國紅表示，新政策明確提出，取消“新能源強制配儲”這一前置條件，這將推動儲能行業轉向市場驅動，回歸應用本質，預計將推動儲能企業順應AI智能發展浪潮。

王國紅認為，這也意味著，只有真正能給業主帶來高安全、高經濟性解決方案，具備技術優勢且能持續進化的儲能企業，才能在市場化的競爭中長足發展、不衰竭。

“這一政策的出臺，不僅終結了風光發電的固定電價時代，也為光儲電站的開發帶來了新的機遇與挑戰。”天合光能（688599.SH）相關負責人表示，儲能需求將從“政策驅動”轉向“價值驅動”，取消強制配儲后，儲能不再是政策“硬指標”，需通過峰谷價差套利、調頻服務等市場化手段證明其經濟價值。

“未來市場對儲能系統的需求將從單純的配備轉向更注重效能和優化經濟性的綜合考量，各省間用電關鍵節點將越來越清晰，哪些節點安裝儲能具備經濟性以及必要性也將逐漸顯現。”儲能領跑者聯盟（EESA）認為，這種變化會促使市場內不具競爭優勢的企業被淘汰，有產品技術實力和解決方案能力的企業迎來進一步的增長機遇，行業整體質量及競爭環境有望得到提升，從而推動整個儲能市場的健康發展。

根據行業資訊機構儲能與電力市場數據，2024年國內儲能裝機規模達111.6GWh，其中新能源指標帶來83.2GWh的儲能需求，占比超過七成，意味著短期配儲需求受影響。

“從節奏上看，我們測算目前國內已招標未并網項目體量180GWh至200GWh，仍可支撐2025年的裝機量。”華泰證券預計，2026年裝機由于需求承壓或將出現下滑。