2
月
9
日，
两部门发布
《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》（以下简称《通知》）引发行业
震动。
《通知》明确新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。具体来看，风电、光伏等新能源项目的上网电量原则上需全部参与市场交易，电价由市场供需决定。
碳索储能网认为，《通知》的发布这意味着我国新能源发展进入“全面市场化”新阶段。此举不仅有助于提升新能源消纳，还有助于推动新能源可持续发展，稳定增量项目收益预期。
碳索储能网注意到，《通知》原文中明确表示，
不得向新能源不合理分摊费用，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。
关于上述表态，市场中传出不同声音。有从业者认为是利空，新能源配储是国内储能装机增长的动能之一，政策不再强制或削弱业主装机意愿。不过，也有从业者认为此举是利好，不再将配置储能作为前置条件可降低项目建设成本。
在碳索储能网看来，市场化定价对储能影响亦是积极的。随着“源网荷储一体化”新型电力系统路径的明确，储能自身价值得到市场认可。新政策放宽新能源上网限制，推动市场化定价机制落地，并不会削弱储能地位及需求。
展望未来，随着风光新能源装机持续增长，储能装机增长亦是确定性事件。碳索储能网认为，独立、共享储能电站更有望从政策受益，成为储能投资的重点发力方向。
除此之外，碳索储能网注意到，储能也在朝着平价方向努力。最新中标价显示，4h储能系统开标价已跌破0.45元/Wh大关。同时，占据储能系统成本大头的电芯成本也降至0.3元/Wh附近。
据SMM储能数据，截至2025年1月3日，方形磷酸铁锂（储能型280Ah）均价为0.33元/Wh，最低价为0.27元/Wh；方形磷酸铁锂（储能型314Ah）均价为0.305元/Wh最低价为0.27元/Wh。
亿纬锂能董事长刘金成在2024世界动力电池大会中曾公开表示，电池在储能系统中的成本占比仅有20%，所以储能系统的降本，主要依靠的是系统标准化带动的降本，而不是依赖于电芯价格的下降。另外，
在刘金成看来，储能电池的成本降到1毛5分钱，甚至是降到1毛钱，是必须过的一个“成本坎”。
当成本达到一毛钱的时候，所有人都会去拥抱储能系统。
基于行业发展现实，碳索储能网认为，2025年随着各家储能厂商拥抱600Ah+大电芯，储能平价亦有望提速，困扰业主布局储能的最后一道关卡亦有望被早日攻克。
利空工商业储能？
除了不再将强制配储作为前置条件引发的连锁反应外，新能源发电全面入市也将深刻影响工商业储能。
数据显示，截至2024年底，我国新能源发电装机规模约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。与此同时，部分地区新能源出力也连破纪录。
以分布式光伏装机大省河南为例，2025年2月7日11时31分，河南电网新能源出力突破3000万千瓦，达到3077万千瓦，占同时刻全省用电负荷51.1%，较2024年8月11日新高2937万千瓦增加140万千瓦。
不过，鉴于往期新能源上网电价实行固定价格，并不能充分反映市场供求，更没有公平承担电力系统调节责任，因此，有了新能源上网电价市场化的改革。
碳索储能网注意到，新政策以2025年6月1日为节点，将存量、增量项目分类。节点之前投产的存量项目通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接；节点之后投产的存量项目则执行机制电价。
其中，机制电价类似于差价合约。据国家发展改革委、能源局相关负责人介绍，
按照《通知》将对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时可扣除差价。
这种“多退少补”的差价结算方式能让企业能够有合理稳定的预期。
不过，对依赖峰谷套利盈利的工商业储能来说，电价市场化改革虽有助于提高收益，但也对电站的调度运营提出了挑战。
比如说，光伏发电高峰时段可能因供应增加压低现货价格，促使分时电价的高峰时段从传统午后用电高峰向早晚转移，或缩短原有高峰时段。相应情况下，工商储业主如何应对关乎收益多寡。
在碳索储能网看来，
新能源电价全面市场化将推动工商储从“被动跟随”转向“主动博弈”。
工商储项目业主要想适应变化，首先要从“单一套利”转向“多维价值挖掘”，探索包括峰谷套利、辅助服务等在内的全新复合收益模式。其次要密切关注现货市场规则和分时电价动态，借助AI、虚拟电厂等技术、途径，灵活调整运营策略。
另外，结合行业发展趋势看，“智能化”有望成为2025年工商储企业抢占的制高点。
（个人观点，仅供参考）
