近日，新能源市場迎來重大變局。新能源上網電價告別政府定價，并且政策明確地方政府將不得“強制配儲”。這意味著中國新能源電力市場終于走出“襁褓”，走向成熟。

真鋰研究創(chuàng)始人墨柯認為，短期內，風光發(fā)電企業(yè)的電可能不好賣，棄風棄光現象肯定會抬頭，儲能裝機的需求短期內應該會有明顯下降；但是，長期來看則有助于產業(yè)的優(yōu)勝劣汰和健康發(fā)展。

01保護與桎梏，走出“襁褓”

2月9日，相關政府部門發(fā)布了《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（以下簡稱《通知》）。這是繼2021年燃煤發(fā)電上網電價市場化改革后，國家層面針對發(fā)電側電價改革的又一重大舉措。

《通知》決定推進新能源全電量入市、實現上網電價全面由市場形成。風光等新能源發(fā)電正式告別政府定價，終于走出“襁褓”。

在此之前，國家為了鼓勵、保護新能源的發(fā)展，要求電網企業(yè)必須全額收購可再生能源上網電量，并且對新能源發(fā)電的價格進行補貼，因此形成了“基準電價+補貼”的政府定價模式。

這種模式在新能源發(fā)展的初期，起到為企業(yè)保駕護航的作用，尤其是在電網企業(yè)對新能源的持續(xù)發(fā)展和穩(wěn)定尚存懷疑和排斥的那個年代，“保量保價”的收購模式，為新能源發(fā)電的投資提供了基礎的保障?？梢哉f，功不可沒，效果明顯。

然而，隨著近兩年新能源技術的快速發(fā)展和發(fā)電量占比的快速攀升，不僅新能源發(fā)電的成本在快速降低，甚至有些地區(qū)已經低于傳統(tǒng)火電；并且電網對于新能源電力的消納也已經接近極限，有些力不從心。

2024年，中國新能源總裝機規(guī)模已經達到約14億千瓦，幾乎占到全國電力總裝機的40%以上，甚至已經超過煤電。

其實就是一句話，新能源已經長大了，當初的“襁褓”已經裝不下了。真鋰研究創(chuàng)始人墨柯表示，無論是國家還是電網都已經抱不動了。這個“襁褓”本身也已經從保護，變成了一種桎梏。

據業(yè)內人士透露，這兩年隨著電網消納的限制，實際上新能源已經劃分為保障性收購電量和市場交易電量兩個市場、兩種模式。2023年市場交易電量已經占比接近50%，2024年還在快速增長。同時，電網在不違反政策的情況下，也只能盡量不斷降低消納電價，讓風光企業(yè)知難而退。

結果就是電網和風光發(fā)電企業(yè)都越來越賺不到錢。原有模式已經到了必須調整的時候。

02強制配儲難以維持

此外，《通知》還明確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。

當初一些省份為了解決新能源發(fā)電的波動性和間歇性給電網帶來的沖擊，同時也是為了拉動建設投資，將儲能建設與新能源電站建設進行強制關聯。其中2017年，青海省率先要求風電項目按照裝機容量的10%配套建設儲能設施，開啟了“強制配儲”的先例。

于是，這個政策可以說是立竿見影，在過去的7年里，強制配儲政策成為了推動儲能裝機增長的核心驅動力。國家能源局數據顯示，2024年，中國新型儲能裝機規(guī)模突破7000萬千瓦。截至2024年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達7376萬千瓦，較2023年底增長超過130%。據相關機構測算，2024年國內儲能裝機規(guī)模中，新能源指標帶來的儲能需求占比達74%。

然而，各級政府“一刀切”的政策在大力推動儲能發(fā)展的同時，也同樣對市場造成了一定的扭曲。

一些原本不需要“配儲”的項目被強行建設。一些項目則為了降低成本，一方面建設過程中不顧質量一味追求低價，另一方面即使建設了儲能設施也很少使用。儲能設施質量保障欠缺、后期“建而不調”，利用率低等問題已經為整個行業(yè)發(fā)展埋下隱患。

尤其在目前風光發(fā)電“大干快上”、裝機量快速增長，競爭逐步白熱化的情況下，風光電力并網越來越賺不到錢，在此時依然要求強制風光企業(yè)“配儲”，只會加大企業(yè)的成本，并且導致棄風棄光現象重燃。

因此，強制配儲政策也已經到了需要調整的時候。

03變局與沖擊，三大不確定

當然，剛剛從襁褓里走出的新能源發(fā)電和儲能產業(yè)，可能會有些不適應。

真鋰研究創(chuàng)始人墨柯認為，短期內，風光發(fā)電企業(yè)的電可能不好賣，棄風棄光現象肯定會抬頭，再加上中央明確要求不強制配儲，儲能裝機的需求短期內應該會有明顯下降。但是，長期來看則有助于產業(yè)的優(yōu)勝劣汰和健康發(fā)展。

一方面是因為，對于大多數風光發(fā)電企業(yè)來講，對于這次改革，其實已經早有預期，在一些發(fā)達地區(qū)新能源的市場電占比已經很高。

同時，政策還設置了過渡期，同步區(qū)分了存量和增量，實行不同的政策。其中，2025年6月1日以前投產的存量項目，通過開展差價結算，實現電價等與現行政策妥善銜接；2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規(guī)模根據國家明確的各地新能源發(fā)展目標完成情況等動態(tài)調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。

另一方面，為了“扶上馬送一程”，繼續(xù)穩(wěn)定新能源項目的收入預期，《通知》還提出建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。對納入該機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。

下一步，隨著市場價格的放開，企業(yè)間的競爭和優(yōu)勝劣汰將更加激烈。中國新能源電力的發(fā)展將從“跑馬圈地”階段轉向系統(tǒng)化、精細化運營。

此外，對于儲能產業(yè)和相關儲能鋰電池的生產企業(yè)來講，強制配儲的明確取消，則可能帶來短期的陣痛。據相關機構測算有將近三成的市場可能會受到影響。

但是，和市場電價一樣，取消強制配儲也早就是大勢所趨，企業(yè)對此也早有預期。尤其對于頭部企業(yè)和優(yōu)秀的鋰電企業(yè)來講，取消強制配儲后，反而有助于儲能招標企業(yè)對儲能產品質量要求的提升，有助于價格的回升，從而有助于促進行業(yè)優(yōu)勝劣汰和健康發(fā)展。

只不過，目前對于政策在具體執(zhí)行方面還存在三大不確定性。

從地方保護、最大限度利用風光資源的角度來看，地方大概率還會大力發(fā)展儲能配套建設。新政執(zhí)行力度有待觀察。

而從對企業(yè)減碳指標、儲能指標的考核來看，政策是否還會繼續(xù)加大對央國企新能源發(fā)電的考核也是一個未知變量。

此外，對于已經下放給地方的新能源電力差價補償機制來看，何時可以建立，標準又如何確定？可能依舊是一個難題。