2025年2月9日，国家发改委与能源局联合发布了《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(发改价格〔2025〕136号)》（以下简称《通知》），标志着中国新能源电力市场化改革的一个重大转折点。这一改革不仅宣布新能源将全面参与电力市场竞争，还宣布强制配储政策的取消，预计将对新能源和储能行业产生深远影响。
新能源全面入市：告别固定电价时代
《通知》的核心内容是：新能源项目（风电、太阳能等）上网电量将不再享受固定电价，而是通过市场交易形成价格，全面参与电力市场竞争。这意味着，新能源电价将不再由政府设定，而是完全由市场供需决定。这一变化标志着中国新能源领域的“保量保价”时代的结束。
过去，电网企业负责全额收购新能源电量，确保电力公司能以固定价格收购新能源电力。然而，随着新能源发展迅速，新能源的发电量已占全国总电力容量的40%以上。根据最新数据，2023年中国新能源市场化交易电量已达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。
市场化带来的挑战与机遇
新能源市场化的推进，将对投资者、运营商乃至整个电力系统产生深远影响。新能源项目将面临市场价格波动的风险，这可能导致其收益的不可预测性，尤其是在电力现货市场中，新能源的价格已经出现明显下降。例如，2024年甘肃省光伏和风电捕获价格分别较上一年下降了36.99%和15.88%。
与此同时，《通知》提出，将通过差价补偿机制缓解价格波动对新能源项目的影响。具体来说，当市场交易价格低于设定的“机制电价”时，政府将给予差价补偿；若市场交易价格高于机制电价，则补偿部分将被扣除。这一机制为新能源项目提供了价格锚点，但也可能造成不同电站之间的收益差异，因为电网公司与新能源项目之间的结算机制将基于市场定价和具体区域的电价差异。
取消强制配储：影响深远
这次改革的另一项重大举措是宣布取消新能源项目强制配储政策。过去几年，各省市陆续要求风电、光伏项目按一定比例配置储能设施，通常为装机容量的10%-20%。这些政策原本旨在帮助解决新能源波动性带来的消纳问题，但却增加了项目的投资成本。
此次政策调整将对储能行业产生重大影响。一方面，取消强制配储可能减轻新能源项目的资本负担，特别是在储能技术尚未成熟、商业模式不完全确定的背景下。另一方面，这也可能影响储能行业的投资热情，因为储能项目不再成为新能源项目并网的前提条件。
数据显示，中国的储能装机容量在2024年突破7000万千瓦，并且持续增长。然而，如果取消强制配储，储能行业可能面临需求放缓的风险。尤其是如果储能不再是新能源项目审批的必要条件，可能导致部分储能项目推迟或取消。
改革的后续影响：电价与市场化的平衡
随着新能源逐渐全面进入市场，电价将更加市场化，带来电力价格的波动性增加。在供需关系紧张的地区，新能源的市场价格可能会上涨，而在供电过剩的地区，电价可能会下行。对工商业用户而言，这种波动可能导致电价的不稳定，但政府已明确表示，改革首年对工商业用户的电价水平影响较小，未来将根据电力供需状况调整。
此外，改革还要求电网公司按差价结算方式向新能源项目支付差价补偿，并且明确了“多退少补”的政策。这意味着，新能源项目的盈利模式将更加依赖于市场机制，而不再完全依赖于政府的固定补贴。这一变化促使电力市场朝着更加公平与透明的方向发展。
前景展望：新能源市场化与电力系统调节的双重挑战
新能源电力市场化无疑是中国能源转型中的一项关键改革。随着风电、光伏等可再生能源在电力系统中的占比日益增大，如何平衡新能源与传统能源的协调发展，如何确保电力系统的稳定性与调节能力，将是未来的关键问题。
改革的成功实施需要继续完善电力市场规则、加强系统调节能力，同时解决新能源波动性带来的挑战。预计随着技术进步和市场成熟，新能源电价的波动性将逐步得到有效管理，但这将是一个长期的过程。
总之，这一系列改革举措标志着中国能源政策的重大转型，也为新能源行业的未来发展带来了新的机遇与挑战。随着电力市场化改革的推进，新能源将进入一个更加竞争和多元化的市场环境，而储能技术的进步和灵活性也将成为能源系统平衡的重要因素。
