碳讨新能源电力市场化改革独立储能和共享储能潜力或将释放
2025年1月17日，安徽省安庆市宿松县省属农垦华阳河农场新洲渡风电场。图/ic
2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称《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。
《通知》发布，新能源电量正式迎来市场驱动阶段，2025年6月1日被明确为新能源项目“新老划断”的时间节点，存量项目（2025年6月1日以前投产）通过开展差价结算，实现电价与现行政策的妥善衔接；增量项目（2025年6月1日及以后投产）的机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。
这显然是具有里程碑意义的文件，标志着新能源电价将告别“基准电价+补贴”的定价机制和电量保障性收购的时代。针对《通知》发布后，各方最关心的电价走势及对光伏、风电、储能企业的影响，新京报零碳研究院联系了全国工商联新能源商会。
新京报零碳研究院：此次新能源电力市场化改革精确指出，对居民和农业用户的电价水平没有影响，那将怎么样影响工商业用电电价走势？
全国工商联新能源商会：《通知》要求，对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费，这在某种程度上预示着最终用户将承担一定新能源的消纳成本。
2023年5月，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行的成本、政府性基金及附加组成。这也符合今年起正式实施的《能源法》的要求，即国家完善可再次生产的能源电力消纳保障机制，供电企业、售电企业、相关电力用户和使用自备电厂供电的企业等应当依照国家有关规定，承担消纳可再次生产的能源发电量的责任。
据估算，对工商业用户而言，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场行情报价较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。
全国工商联新能源商会：《通知》精确指出，新能源项目持有方将拥有更大的自主权，能够准确的通过自身实际情况和市场需求，自愿选择是否配置储能以及配置何种类型的储能。这一政策的调整，有利于降低风光等新能源项目的初始开发成本，提高项目的经济性。
风光企业入市后，收入将由“市场交易 + 价差补偿 - 辅助服务分摊” 构成，这将促使企业更看重精细化运营，通过提升发电效率、控制管理系统调节成本、优化储能配置等方式，提高项目收益。对风光企业发电稳定性也将进一步提升，企业要不断提升发电预测能力和智能化管理上的水准，以适应市场变化。此外，柔性并网技术、虚拟电厂模式更有助于增强新能源企业对电网的适应性、提升整体发电的经济性和稳定能力，将成为新能源企业探索改革的方向。
新京报零碳研究院：新规结束“强制配储”，对于储能行业会造成什么冲击？会淘汰什么样的储能企业？
全国工商联新能源商会：强制配储政策曾是中国储能发展的重要驱动力，助力中国储能产业快速实现规模增长。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%。与此同时，因储能政策环境和商业模式不成熟，新能源企业投资所需成本增高、储能设施“建而不用”、利用率低等问题凸显，长期看来，不利于储能产业的健康可持续发展。
取消“强制配储”政策，将推动储能发展从政策驱动向市场驱动转型，从“强制执行”到“按需配置”转变，提升储能的经济性和实际利用率，让储能价值在市场中获得充分体现。
短期内，储能行业或会受到一定冲击，2024年我国储能装机规模中，新能源指标带来的储能需求占比达74.6%。政策调整后，部分依赖强制配储的储能项目需求可能减少，已规划的储能项目可能面临延期或取消风险；由于入市后投资成本回收不确定性增加，配储动力或会下降。在市场化机制下，部分依赖政策补贴的储能企业可能面临生存压力，需加快向市场化模式转型，尾部储能厂商将面临更大压力，缺乏成本优势和技术壁垒低的企业可能被淘汰，头部企业有望扩大市场份额。
另一方面，允许配建储能与新能源“解绑”，将促使企业从新的角度思考储能布局，电源侧、用户侧更依赖市场、灵活性更高，将成为储能投资的重心；新能源全面入市带来的电网波动将导致电价峰谷差拉大，进一步增加储能套利空间，储能企业将通过市场化方式，形成更加多元化、可持续的商业模式；新能源企业将通过成本收益分析自主选择配储，倒逼储能产业需通过技术创新（如提升充放电效率、延长寿命、提高安全性、应用智能化技术）减少相关成本，同时在电力市场中精准预测电价波动，优化充放电策略以获取更高收益；独立储能和共享储能因定位清晰将获得发展机遇。
全国工商联新能源商会：首先是完善政策配套措施，因地制宜制定差异化举措。新增机制电量电价与原有非市场化电量电价恰当衔接，保障平稳过渡；系统调节成本分摊机制透明化，明确新能源企业分摊比例与计算方式；因地制宜，建立灵活的动态调节机制，根据当地电力系统运作情况和新能源发电情况，制定差异化入市政策，避免“一刀切”；完善跨省跨区电价电力协调机制，促进电力中长期、现货、辅助服务交易有机衔接机制，加快建立动态平衡、全国统一的电力交易市场。
其次是加快数字技术全面支撑新能源入市。加速人工智能、算法等数字化技术渗透至电力交易、收益保障、系统协同等关键环节，为政策落地提供技术支撑。通过数字化平台实时捕捉电价波动信号，帮助新能源企业规避低价时段、锁定合理收益；利用区块链的不可篡改特性实现跨区域电量的透明结算，减少省间壁垒；依托智能合约技术助力自动化结算；促进数字孪生与智能电网优化系统协同，增强电力系统稳定性与经济性。
另外，要鼓励企业提高创造新兴事物的能力与绿电交易能力。积极带领企业通过人才教育培训与技术升级提高新能源入市交易能力，围绕市场行情报价信号变化优化运营环节，提高生产运行的精细化管理，提升系统集成和智能化水平，加强与电力系统关联企业的协同合作，建立完善的发电预测、价格预判与风险管理体系；从个性化与差异化入手，促进产品与服务协同创新，探索多元化商业模式与新型绿电消费场景以拓展盈利空间。
建议国家实施电力强国政策。用电力取代煤炭、石油、天燃气的能源功能；用电力制氢能、用生物能源和其他化工制造的燃料，作为船舶、飞机的燃料，来取代化石能源。改革特高压电网的审批权到省级政府，特高压电网与销售电力的企业脱钩，实行电网只有收取过路电力的过路费，每亿仟瓦每公里多少钱。就像高速公路只有收取过路汽车的过路费，电网不买发电企业和太阳能发电的个体户的电力，也不卖电给用电人。发电公司能够与用电单位和个人签订电力买卖合同，直接买卖；发电公司能够与买电企业和经营电力的个体工商户签订电力买卖合同。鼓励举办家庭分布式太阳能发电，供电互帮互助合作社。用动员全国的老百姓，打一场新能源发电的人民战争。使中国早日实现零碳排放，永远消除能源对外依赖。在分布式太阳能发电与用电的经营方式上，总结出成功经验，对人口分散居住的国家推广中国模式创造新模式。中国的太阳能和风能发电卖到全球的产值是N万亿。中国用最快的方式消去化石能源，对国家快速强大是一个大的正能量。
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