2025年中国新能源全面入市及强制配储取消研究分析报告

本末电碳·Deep Research 2025年3⽉ ⽬录 政策背景对新能源⾏业的影响对储能⾏业的影响对投资和市场的影响地⽅政策差异国际政策对⽐市场数据、企业反馈和专家观点 政策背景 2025年2⽉9⽇，国家发改委和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》(136号⽂)，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"。这标志着实施近8年的新能源发电强制配储政策被正式叫停。 所谓"强制配储"，始于2017年⻘海省要求新建⻛电项⽬按规模10%配套建设储能。此后全国有20多个省区市跟进出台类似要求，且储能配置⽐例和时⻓不断提⾼，部分地区提⾼到装机容量的30%。这些规定的初衷是在"双碳"⽬标下推动储能产业发展，提升电⽹调节能⼒，促进新能源消纳。 然⽽随着政策实施，问题逐渐暴露：⼀⽅⾯，"强制配储"⼤幅增加了光伏、⻛电电站的投资成本，让项⽬业主负担沉重，对此业界⻓期争议不断。另⼀⽅⾯，不少新能源场站被动加装的储能在并⽹后利⽤率极低，成为"摆设"。据统计，截⾄2024年，全国新型储能装机规模虽达到约111.6GWh，其中超过74%是为了满⾜新能源项⽬配储指标⽽建设，但2022年新能源配建储能的平均等效利⽤系数仅6.1%，2024年上半年⽇均运⾏时间仅3.74⼩时，年均利⽤率约31%。⼤量储能设备"建⽽不⽤，⼀建了之"，既造成资源浪费，也难以发挥保障电⽹的作⽤。 业内权威⼈⼠也多有批评：如宁德时代董事⻓曾毓群曾在2024世界储能⼤会上痛批⾏业出现"低质低价"恶性竞争，警⽰这种畸形发展将危及⾏业⽣存。综合来看，过去的强制配储政策在快速催⽣储能规模的同时，也引发了效率低下和⽆序竞争的问题。 因此，主管部⻔此次调整政策，取消新能源项⽬配储的硬性规定，意在解除⾏政束缚，让储能回归市场驱动，以提⾼储能利⽤效率、优化投资结构，推动新能源与储能产业的⾼质量可持续发展。 对新能源⾏业的影响 降低新能源发电成本，提升项⽬收益：强制配储政策取消后，光伏、⻛电等新能源发电项⽬的投资压⼒显著减轻。过去为了获得项⽬审批，开发企业不得不额外投⼊建设配套储能，往往使项⽬总投资增加20%左右甚⾄更多，拉⻓了回本周期。现在这⼀负担解除，相当于为新能源项⽬"减负"。不少新能源电站业主对此拍⼿称快，认为光伏电站是否配储应由企业根据⾃⾝需要和市场情况决定，⽽不应由⾏政命令主导。 强制要求取消后，新能源项⽬投资回报率（IRR）将有所提⾼，项⽬经济性增强，这有利于提振投资者信⼼，加速项⽬落地建设。例如，⼀家⻘海光伏电站负责⼈直⾔"早该如此"，过去被动配储导致储能⻓期闲置，现在企业可⾃⾏决定是否配储，更有利于项⽬效益最⼤化。⻛电运营商新天绿能也表⽰，此次调整结束了新能源项⽬开发中普遍存在的强制配储要求，今后新建⻛电项⽬将按照新政策指导执⾏。整体来看，取消强制配储有利于降低新能源发电单位千⽡投资成本，释放更多资本⽤于扩⼤发展规模，⻓期看将推动⻛电、光伏装机的稳步增⻓。 全⾯⼊市竞争，促进⾏业优化：需要注意的是，新政不仅取消了强制配储，也宣告了新能源上⽹固定电价时代的结束。136号⽂要求新能源上⽹电量原则上全部进⼊电⼒市场，通过市场交易形成价格，新建项⽬不再享受以往的保障性收购和固定电价"保护伞"。这意味着光伏、⻛电要与⽕电、⽔电等传统电源同台竞争电价，未来上⽹电价波动将成常态。过去⼏年，多地试点新能源"竞价上⽹"已显现价格下⾏趋势，例如2024年⽢肃光伏、⻛电市场交易电价较上⼀年⼤幅下降了约37%。 在这种背景下，取消配储为新能源企业减负的同时，也提⾼了其市场竞争与⾃我平衡的要求。没有了固定补贴和强制配储，新能源发电企业必须更加注重发电效率和市场收益，通过技术和管理优化来应对价格波动。 业内分析认为，未来优胜劣汰将加速，发电成本⾼、效率低的企业可能因竞价劣势被淘汰；反之，积极运⽤⾼效储能、智能预测调度等⼿段的新能源企业将占据优势。⼀⽅⾯，新能源场站将加强功率预测和灵活调度能⼒，甚⾄通过"打捆"模式（如"新能源+⽕电""新能源+⽔电""新能源+负荷"等组合）参与市场，以获取更稳定收益。另⼀⽅⾯，尽管不再被强制要求，⼀些新能源企业可能⾃愿配置储能来提⾼并⽹品质或套利峰⾕电价差。当新能源需⾃⾏承担平衡责任和消纳成本时（不平衡部分可能需要低价出清或被限发），配置储能可以在低价时段存电、⾼价时段卖电，对冲电价波动⻛险。 有专家直⾔，随着新能源全电量参与市场交易，倒逼发电侧配置储能成为利润驱动的选项：当前储能成本下降明显，光伏电站可考虑配套⼀定储能，通过优化调度和峰⾕套利来增收。因此，新政下新能源企业短期受益于成本下降，但中⻓期仍需提升⾃⾝技术和运营能⼒，在市场竞争中胜出。这种转变将促进⾏业更健康发展，光伏、⻛电等新能源发电将告别粗放式扩张，进⼊"提质增效、优胜劣汰"的新阶段。 降低投资成本 1 取消强制配储要求，使新能源项⽬投资压⼒减轻，项⽬总投资可减少约20% 提⾼经济效益 2 项⽬投资回报率(IRR)提升，加速项⽬落地建设，促进装机规模稳步增⻓ 促进市场竞争 新能源全⾯⼊市交易，与传统能源同台竞争，需要企业提⾼技术和运营能⼒ 推动产业升级 ⾏业将从粗放式扩张转向⾼质量发展，进⼊"提质增效、优胜劣汰"的新阶段 对储能⾏业的影响 对储能⾏业的影响 短期阵痛：需求骤降与⾏业洗牌。"强制配储"叫停对储能⾏业可谓短期冲击巨⼤。过去⼏年新能源配储是储能市场⾼速增⻓的主要驱动⼒，⼀夜之间这⼀驱动消失，直接导致发电侧储能需求下滑。许多此前依赖新能源项⽬的储能设备订单被紧急取消或推迟，有企业形容这是"⽣死存亡的考验"。 据第⼀财经报道，新政发布仅四天后，就有光伏电站客⼾致电供应商取消了此前下的储能设备订单，甚⾄不惜赔付违约⾦来撤单。深圳⼀位储能⼚商负责⼈在政策出台半个⽉内连续接到3家客⼾终⽌合同的通知，涉及订单⾦额达数千万元，导致企业⽣产计划被打乱，库存积压、资⾦链紧张等问题接踵⽽⾄。东莞⼀家公司也遭遇类似困境：⾄少两家系统集成商要求暂停合作，其中⼀笔订单客⼾⽢愿赔违约⾦退单。订单骤减直接冲击了储能企业的经营。 数据显⽰，2024年上半年我国储能⾏业净利润整体下滑24.23%，⽑利率降⾄23.37%，经营现⾦流同⽐暴跌282.69%。很多中⼩储能企业本就利润微薄，此次需求突变更是"雪上加霜"，⾏业整合洗牌难以避免。⼀些企业被迫收缩计划、寻求转型或合作⾃救，有公司尝试开发新产品、新市场或与他企共享资源以降低成本，但受制于技术和同质化等因素，短期成效有限。可以预⻅，储能⾏业将进⼊加速淘汰期：缺乏技术和资⾦实⼒、过度依赖政策红利的低效产能将被淘汰出局。 对储能⾏业的影响 ⻓远机遇：价值驱动与模式转型。尽管短期阵痛不⼩，但业界普遍认为此次政策调整有利于储能⾏业⻓远健康发展。⾸先，强制配储时代"⼀哄⽽上、劣币驱逐良币"的乱象有望扭转。过去电⼒央企为拿新能源项⽬指标⽽被动配储，招标中往往是谁报价低就选谁，导致⼀些成本低廉、质量堪忧的⼩⼚商中标，以次充好，扰乱了⾏业秩序。 取消强制要求后，这些只能靠低价竞争的储能企业将失去订单来源，优胜劣汰将加速。正如有评论所称，强制配储退出后，那些"低价低质"的储能企业恐怕只能"洗洗睡了"。市场出清低效产能的同时，反⽽为技术过硬、⽅案经济性好的优质企业腾出了发展空间。储能产业将从"政策驱动"转向"价值驱动"。储能项⽬是否建设、规模多⼤，将由电⼒系统调节需求和盈利前景来决定，⽽不再是⾏政命令。这迫使储能企业通过技术创新和商业模式创新来证明⾃⾝价值，如利⽤峰⾕电价差套利、提供调频调峰等辅助服务获取收益，⽽不能再靠政策红利"躺赢"。⾏业⻰头鹏辉能源就指出，此举意味着储能产业从"要我建"进⼊"我要建"新时代，企业必须更主动地挖掘储能应⽤价值，从⻓远看对储能产业是利好。 其次，新政将推动储能模式多元化发展。过去储能装机的⼤头在发电侧，如今发电侧需求降低，调节重任可能转移到电⽹侧和⽤⼾侧。这反⽽打开了独⽴储能、共享储能的新市场：⽆需附属于某个电站的独⽴储能电站可以作为独⽴电源参与调峰填⾕和电⼒现货交易；共享储能则通过电⽹调度，为周边多个新能源电站或⽤电客⼾提供共享的储能服务，提⾼利⽤率和经济性。不少业内⼈⼠预测，未来独⽴储能和共享储能将成为主流模式。 再次，⽤⼾侧储能迎来机遇期。相较发电侧被动配储，⼯商业⽤⼾侧⾃愿配储的经济性更为明确，被认为是⽬前发展最良性的储能细分市场。对于⾃发⾃⽤的⼯商业光伏，⽩天富余的电量存储起来、晚⾼峰再⽤，可以有效节省⾼峰电费。由于⼯商业峰⾕电价差较⼤，这类储能投资回报率相对有保障。例如在浙江，不少企业安装光伏并配套储能，实现⽩天两次充电、晚⾼峰两次放电，每度电的储能收益价差可超过1.1元。 可以预⻅，在政策解绑后，各地政府、储能企业和新能源业主会将⽬光更多投向⽤⼾侧储能领域——地⽅可能出台⿎励政策，储能⼚商研发更安全⾼效的电池产品，光伏⻛电业主主动探索储能在负荷侧的应⽤——进⽽有望迎来⽤⼾侧储能建设热潮。更重要的是，这种发展是建⽴在经济效益基础上的，将⽐过去⾏政摊派式的发展更加健康良性。 总之，强制配储取消是储能⾏业转折点：短期阵痛之后，⾏业将⾛上"以需定建、按价值配置"的⾼质量发展之路，迈⼊市场驱动新时代。 从"政策驱动"到"价值驱动" 储能模式多元化 储能项⽬建设将由实际需求和盈利前景决定 独⽴储能、共享储能等新模式兴起 ⾏业优胜劣汰 ⽤⼾侧储能机遇增加 技术过硬、⽅案经济性好的企业获得发展空间 ⼯商业峰⾕差价套利,经济性明确 对投资和市场的影响 资本流向与投资决策转变：政策取消后，新能源和储能领域的资本布局将有所调整。对于新能源项⽬投资⽽⾔，项⽬不再被强制绑上储能的"附加包"，每个光伏或⻛电项⽬的资本开⽀（CAPEX）需求下降，这提⾼了项⽬财务内部收益率，增强了投资吸引⼒。许多社会资本和电⼒企业因此预期可以⽤同样的预算开发更⼤规模的新能源装机，或将节省的资⾦投⼊其它增值措施（⽐如更⾼效的设备、数字化运维系统等），从⽽提升项⽬整体收益⽔平。这对加快新能源投资形成正向激励，有望促使新能源装机保持⾼速增⻓。 对投资和市场的影响 当然，随着新能源发电全⾯参与电⼒市场，投资决策也变得更加复杂。固定上⽹电价时代结束后，新能源项⽬未来的现⾦流将随⾏就市，存在不确定性。为稳定投资预期，136号⽂中引⼊了⽀持新能源可持续发展的价格结算机制，借鉴英国CFD（差价合约）模式：当市场电价低于某基准电价时给予补偿，⾼于则扣回超出部分。这⼀机制为新能源项⽬提供了⼀个"价格锚"，保障其⻓期收益基本稳定。 有了此类托底安排，加上新能源发电成本近年来⼤幅下降（如我国⻛机设备成本⽐全球均价低24%），新能源投资的整体吸引⼒依然可观。但是短期内部分投资者可能持观望态度：在各地细则落地、电⼒现货市场完善之前，项⽬收益的不确定性增加。正如⾏业专家所指出的，由于储能投资成本⾼、回收周期不确定，新能源开发商在当前市场下会权衡"储能度电成本"与现货电价收益的对⽐，如果发现收益倒挂，就不会配置储能，这在⼀定程度上可能使新能源项⽬投资放缓。 刘勇秘书⻓分析称，尤其对光伏项⽬来说，配储主动性本就不⾜，如今取消强制，原计划要开⼯的发电侧储能项⽬多数将延迟，开发商会观望有⽆新的储能⽀持政策出台，短期内新能源项⽬"不配储"或"缓配储"的现象会增加。因此，今年新能源项⽬推进节奏可能略有调整：⼀些前期规划了储能的项⽬需要重新测算收益后再决策开建。总体⽽⾔，新能源投资将更加市场化和审慎，但⻓期资⾦仍将⻘睐这⼀板块，因为政策的总体导向是保障新能源的平稳⼊市和持续发展。 对投资和市场的影响 储能投资⾛向市场化细分：强制配储取消后，储能这⼀环节的投资逻辑也在改变。过去储能与新能源项⽬"捆绑"建设，开发商把储能视作拿指标的必要成本，如今解绑后，发电侧储能不再是新能源投资的标配选项，⼤量资本将从新能源配储领域释放出来。这些资⾦下⼀步可能有三种去向：(1