变局！新能源告别政府定价，不得强制配储，两大变革影响几何？

近日，新能源市场迎来重大变局。新能源上网电价告别政府定价，并且政策明确地方政府将不得“强制配储”。这意味着中国新能源电力市场终于走出“襁褓”，走向成熟。

真锂研究创始人墨柯认为，短期内，风光发电企业的电可能不好卖，弃风弃光现象肯定会抬头，储能装机的需求短期内应该会有明显下降；但是，长期来看则有助于产业的优胜劣汰和健康发展。

01 保护与桎梏，走出“襁褓”

2月9日，相关政府部门发布了《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》）。这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，国家层面针对发电侧电价改革的又一重大举措。

《通知》决定推进新能源全电量入市、实现上网电价全面由市场形成。风光等新能源发电正式告别政府定价，终于走出“襁褓”。

在此之前，国家为了鼓励、保护新能源的发展，要求电网企业必须全额收购可再生能源上网电量，并且对新能源发电的价格进行补贴，因此形成了“基准电价+补贴”的政府定价模式。

这种模式在新能源发展的初期，起到为企业保驾护航的作用，尤其是在电网企业对新能源的持续发展和稳定尚存怀疑和排斥的那个年代，“保量保价”的收购模式，为新能源发电的投资提供了基础的保障。可以说，功不可没，效果明显。

然而，随着近两年新能源技术的快速发展和发电量占比的快速攀升，不仅新能源发电的成本在快速降低，甚至有些地区已经低于传统火电；并且电网对于新能源电力的消纳也已经接近极限，有些力不从心。

2024年，中国新能源总装机规模已经达到约14亿千瓦，几乎占到全国电力总装机的40%以上，甚至已经超过煤电。

其实就是一句话，新能源已经长大了，当初的“襁褓”已经装不下了。真锂研究创始人墨柯表示，无论是国家还是电网都已经抱不动了。这个“襁褓”本身也已经从保护，变成了一种桎梏。

据业内人士透露，这两年随着电网消纳的限制，实际上新能源已经划分为保障性收购电量和市场交易电量两个市场、两种模式。2023年市场交易电量已经占比接近50%，2024年还在快速增长。同时，电网在不违反政策的情况下，也只能尽量不断降低消纳电价，让风光企业知难而退。

结果就是电网和风光发电企业都越来越赚不到钱。原有模式已经到了必须调整的时候。

02 强制配储难以维持

此外，《通知》还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。

当初一些省份为了解决新能源发电的波动性和间歇性给电网带来的冲击，同时也是为了拉动建设投资，将储能建设与新能源电站建设进行强制关联。其中2017年，青海省率先要求风电项目按照装机容量的10%配套建设储能设施，开启了“强制配储”的先例。

于是，这个政策可以说是立竿见影，在过去的7年里，强制配储政策成为了推动储能装机增长的核心驱动力。国家能源局数据显示，2024年，中国新型储能装机规模突破7000万千瓦。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦，较2023年底增长超过130%。据相关机构测算，2024年国内储能装机规模中，新能源指标带来的储能需求占比达74%。

然而，各级政府“一刀切”的政策在大力推动储能发展的同时，也同样对市场造成了一定的扭曲。

一些原本不需要“配储”的项目被强行建设。一些项目则为了降低成本，一方面建设过程中不顾质量一味追求低价，另一方面即使建设了储能设施也很少使用。储能设施质量保障欠缺、后期“建而不调”，利用率低等问题已经为整个行业发展埋下隐患。

尤其在目前风光发电“大干快上”、装机量快速增长，竞争逐步白热化的情况下，风光电力并网越来越赚不到钱，在此时依然要求强制风光企业“配储”，只会加大企业的成本，并且导致弃风弃光现象重燃。

因此，强制配储政策也已经到了需要调整的时候。

03 变局与冲击，三大不确定

当然，刚刚从襁褓里走出的新能源发电和储能产业，可能会有些不适应。

真锂研究创始人墨柯认为，短期内，风光发电企业的电可能不好卖，弃风弃光现象肯定会抬头，再加上中央明确要求不强制配储，储能装机的需求短期内应该会有明显下降。但是，长期来看则有助于产业的优胜劣汰和健康发展。

一方面是因为，对于大多数风光发电企业来讲，对于这次改革，其实已经早有预期，在一些发达地区新能源的市场电占比已经很高。

同时，政策还设置了过渡期，同步区分了存量和增量，实行不同的政策。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接；2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。

另一方面，为了“扶上马送一程”，继续稳定新能源项目的收入预期，《通知》还提出建立新能源可持续发展价格结算机制。对纳入该机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。

下一步，随着市场价格的放开，企业间的竞争和优胜劣汰将更加激烈。中国新能源电力的发展将从“跑马圈地”阶段转向系统化、精细化运营。

此外，对于储能产业和相关储能锂电池的生产企业来讲，强制配储的明确取消，则可能带来短期的阵痛。据相关机构测算有将近三成的市场可能会受到影响。

但是，和市场电价一样，取消强制配储也早就是大势所趋，企业对此也早有预期。尤其对于头部企业和优秀的锂电企业来讲，取消强制配储后，反而有助于储能招标企业对储能产品质量要求的提升，有助于价格的回升，从而有助于促进行业优胜劣汰和健康发展。

只不过，目前对于政策在具体执行方面还存在三大不确定性。

从地方保护、最大限度利用风光资源的角度来看，地方大概率还会大力发展储能配套建设。新政执行力度有待观察。

而从对企业减碳指标、储能指标的考核来看，政策是否还会继续加大对央国企新能源发电的考核也是一个未知变量。

此外，对于已经下放给地方的新能源电力差价补偿机制来看，何时可以建立，标准又如何确定？可能依旧是一个难题。