中国新能源全面入市及强制配储取消研究分析报告

政策背景

2025年2月9日，国家发改委和国家能源局发布《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），明确取消新能源项目强制配储政策。该政策实施近8年，初衷是推动储能产业发展和电网调节能力提升，但导致项目成本增加、储能利用率低、行业无序竞争等问题。取消强制配储旨在解除行政束缚，让储能回归市场驱动，提高利用效率，推动产业高质量可持续发展。

对新能源行业的影响

1. 降低成本与提升收益：取消强制配储显著减轻了新能源项目的投资压力，项目总投资可减少约20%，投资回报率（IRR）提升，有利于提振投资者信心，加速项目落地。
2. 全面入市竞争：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，与传统能源同台竞争。未来上网电价波动将成常态，促进行业优化，推动优胜劣汰。
3. 促进行业升级：新能源行业将告别粗放式扩张，进入“提质增效、优胜劣汰”的新阶段，更加注重发电效率和市场收益。

对储能行业的影响

1. 短期阵痛：取消强制配储导致发电侧储能需求骤降，订单取消，企业面临生存压力，行业将加速洗牌。
2. 长远机遇：储能产业将从“政策驱动”转向“价值驱动”，储能模式多元化发展，独立储能、共享储能兴起，用户侧储能迎来机遇期。

对投资和市场的影响

1. 资本流向转变：资本将从新能源配储领域释放，可能转向电网侧储能和用户侧储能，投资更加市场化和审慎。
2. 短期投资放缓：大型集中式储能项目投资可能放缓，企业产能规划需要调整。
3. 长期理性增长：资本将投向真实需求和盈利空间的储能领域，如电网侧和用户侧储能，预计2025年储能新增规模仍达69.6GW，增速约59%。

地方政策差异

各地政策调整与衔接，取消或修订地方性的强制配储文件，清理“难产”项目，修订完善新能源项目管理办法，通过引导性政策鼓励合理配置储能。

国际政策对比

国际上主要新能源大国普遍没有硬性规定每个新能源电站必须配置储能，而是通过市场激励和配套政策来推动储能发展，如美国的税收抵免、欧洲的电力市场改革和辅助服务机制等。中国新政与国际趋势接轨，通过完善市场机制、制定调峰调频交易规则、给予必要财政激励等“软性”手段来让储能发挥作用。

市场数据、企业反馈和专家观点

1. 行业数据：截至2024年底，中国新能源装机规模达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模；新型储能累计装机达到约73.76GW。
2. 企业应对：新能源发电企业普遍欢迎政策调整，降低建设成本，重点提升项目收益率；储能设备与集成企业两极分化明显，龙头企业着眼长远发展，中小企业面临生存压力。
3. 电力用户和第三方储能运营商：一些工业企业计划投资自有储能削峰填谷，独立储能运营商期待电网出台调峰辅助服务补偿办法。
4. 企业界反馈：短期谨慎、长期乐观，短期订单减少、盈利承压，但认同政策转向市场化是正确方向，预期行业将健康发展。