新能源入市，储能特大利好？
新能源全面入市政策重磅出台，风电、光伏上网电价下半年即将迎来大变天。
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质量发展的通知》，以新能源“全面市场化”为核心，提出“市场定价+保底结算+分类施策”的政策架构。
通知明确指出，所有新能源项目（风电、光伏）的上网电量原则上均需进入电力市场交易，电价由供需双方通过市场竞争形成。
“应进尽进”的政策要求下，风光新能源享受政府保障性收购的好日子将不复存在，新能源发电彻底被推上电力市场。
上网电价市场化改革的“突如其来”，实则应在意料之中。
截至2024年底，我国新能源发电装机规模突破14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。
新能源大规模发展之下，上网电价实行固定价格已不能充分反映市场供求，新能源产业链上下受终端影响，行业生态愈发恶劣、矛盾日益凸显。
与此同时，新能源开发建设成本较早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。
背景说得很热闹，那新政的具体影响究竟几何呢？
先说结论：新政出台对风光新能源发电而言无疑是重大利空，而对储能则是利好与挑战并存。
以受政策冲击最为显著的光伏行业来看，新政出台意味着光伏从此真正告别“铁饭碗”。
参考江苏省去年12月发布的2025年入市新规，非补贴光伏全部参与绿电交易，在有所削减的前提下，保量报价收购小时数仍有400小时存留。
伴随雷打不动的固定电价时代告终，既不保价又不保量将是光伏行业未来发展的全新局面。投资收益不会再是过去口头即可测算的简单模型。
另以山东省为例，去年话题讨论度很高的山东分布式光伏，便以推动上网电量按集中式光伏现货市场加权平均电价结算的政策变化，引发不少业内人士对全额上网分布式项目能不能投的恐慌情绪。
其背后原因也非常简单，毕竟负电价在山东过去几年的电力现货市场不间断结算试运行中十分常见。同样的情况还发生在浙江省，上个月，浙江便首度出现负电价情况。
根据兰木达Lambda发布的1月27日至2月2日电力现货价格，山东价格分布在-0.1~0元/kWh的负价格区间持续时间占比达到22.02%；持续最长的价格区间则在0.25~0.4元/kWh三个连续的中低价区间，占总时长的61.90%。
若以光伏捕获均价来看，上周光伏日捕获均价则分别为-0.067元/kWh、-0.013元/kWh、0.024元/kWh、0.145元/kWh、0.345元/kWh、0.275元/kWh、0.304元/kWh。
那么，这项对当前国内新能源发电行业存在重大利空的政策，为什么会利好储能行业呢？
客观而言，对新能源发电全面进入电力市场的提倡，在推动风光积极参与市场自由交易的同时，反而会使得电价波动较前更加剧烈，这也是为什么新政会包含机制电价这样明显的电价补偿措施。
在更加扰动的电价环境下，对于直面电力市场以寻求收益最大化的项目持有方而言，机制电价所能提供的保底收益既不可观亦不长久，主动配置储能以换取更高收益便成为绝佳的选择。
简言之，砸了“铁饭碗”的光伏企业想要赚的更多，向储能想办法或成必经之路。
类似的光伏新政在年初还有一条，即1月23日出台的《分布式光伏发电开发建设管理办法》，其中提出在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。
这也就意味着分布式光伏高发时段自储自用、参与现货市场，都对配置储能后的收益有不小的想象空间。
这么说来，新政对储能行业岂不是纯粹的特大利好？
也并非如此。
对于储能企业而言，想要像过去那样纯粹依托配储政策的庇护来寻求高速发展，也将再无可能。
此次新政明确提出，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。
这意味着，配置储能将不再是过去风光项目上马必掏的“买路钱”，目前几乎占据国内70%新增容量的配储项目将解开“强制”的束缚，与风光一同接受市场的审判。
只不过，对于建设一个自主发展、有序健康的储能产业来说，取消强制配储所带来的“阵痛”虽较预期来得更早，但对真正发挥出储能实际价值功用则在所难免。
与此同时，全面市场化所带来的风光新能源项目收益大幅削减，势必导致相关投资商的热情锐减，光伏开发降速对储能市场而言也是不小的考验。
让“市场”这只无形的手推动储能行业前行，以实打实的经济效益激发市场热情的“糖衣”下，也应看到储能行业发展至少在未来短期内必将面临的整体性冲击。
新政全文如下：
