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新政对行业的影响

《国家发展改革委国家能源局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）的新政出台对风光新能源发电而言无疑是重大利空，宣告固定电价时代的终结，既不保价又不保量将是行业未来发展的全新局面。投资收益不会再是过去口头即可测算的简单模型。

以山东省为例，去年话题讨论度很高的山东分布式光伏，便以推动上网电量按集中式光伏现货市场加权平均电价结算的政策变化，引发不少业内人士对全额上网分布式项目能不能投的恐慌情绪。

根据兰木达Lambda发布的1月27日至2月2日电力现货价格，山东价格分布在-0.1~0元/kWh的负价格区间持续时间占比达到22.02%；持续最长的价格区间则在0.25~0.4元/kWh三个连续的中低价区间，占总时长的61.90%。

若以光伏捕获均价来看，在典型日中，以近期参考数据来看，光伏日捕获均价则分别为-0.067元/kWh、-0.013元/kWh、0.024元/kWh、0.145元/kWh、0.345元/kWh、0.275元/kWh、0.304元/kWh。

新政明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件”，打破了过去依赖行政命令推动储能的模式。储能投资的逻辑发生转变，从“政策强制配储”转向“市场主动需求”，储能需通过峰谷套利、辅助服务等市场化收益实现其经济性。

市场对储能的主动需求

新能源全面入市，市场博弈加深，电价波动会较前面更加剧烈，这也是为什么新政会包含机制电价这样明显的电价平衡措施。

在更加扰动的电价环境下，对于直面电力市场以寻求收益最大化的项目持有方而言，机制电价所能提供的保底收益既不可观亦不长久，主动配置储能以换取更高收益便成为一个重要的选择。

简言之，砸了“铁饭碗”的光伏企业想要赚的更多，向储能想办法或成必经之路。

光伏配储的利弊分析

2025年1月23日出台的《分布式光伏发电开发建设管理办法》，其中提出在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。这也就意味着分布式光伏高发时段自储自用、参与现货市场，都对配置储能后的收益有不小的想象空间。

新能源入市后，光伏配储的情况变得更加复杂。一方面，新能源全面进入电力市场后，电价波动加剧，这为储能系统提供了更高的市场价值。光伏企业为了在剧烈的电价波动中获得更高收益，可能会倾向于主动配置储能系统，以优化发电曲线，参与现货市场交易，从而在高峰时段售电，平抑低谷时段的电价，实现收益最大化。

收益匡算

假如在中东部地区有一个100MW的集中式光伏电站，根据国家新的政策，新能源电量将全部入市交易，根据目前的电力市场实际交易情况，中午约有三个小时是零电价，光伏电站内配套建设一座100MW/300MWh的电站存储午段的零电价电量，光伏其余时段正常发电上网。假设中午三个小时占光伏发电的50%的电量，其余时间占50%的电量，储能电站在早高峰与晚高峰的时段进行放电。

光伏的年等效小时数按1300小时计算，光伏的投资按2.3元/W测算，储能按0.6元/Wh（已经考虑的更换电芯的费用，后期不用再更换电芯成本），储能暂不考虑储能电站辅助服务的收益，电价按目前中东部XX省的市场电价数据进行测量，光伏电站与储能电站均按25年直线折旧。

以下是100MW集中式光伏电站配置100MW/300MWh储能电站的经济性分析：

以上经济分析，对储能电站的收益仅仅只考虑了电站在午间近零电价时段的存储，一个100MW/300MWh的储能电站的收益想像空间还可以存在于辅助服务市场，一次二次调频，容量市场，节省考核罚款，峰谷套利，弃光消纳等。

存量的光伏电站也会在未来面临竞争加剧的现实。如何提升自身资产的竞争优势，配置储能也是一个好的思路。