AI导读：

国家发改委与国家能源局联合下发《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》，标志着中国新能源发电模式正由依赖固定电价、补贴和保障性收购向市场化竞争转型，为储能市场带来新契机与考验。预计2025年中国储能市场新增装机规模将达112GWh，同比增速约9%。

今年初，国家发改委与国家能源局联合下发《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》（下称《通知》）。行业咨询机构InfoLink指出，该文件的出台标志着中国新能源发电模式正由依赖固定电价、补贴和保障性收购向市场化竞争转型，为储能市场带来新契机与考验。

《通知》明确，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网等前置条件，并以2025年6月1日为节点，划定存量及增量项目纳入机制电价。

InfoLink预计，短期政策调整可能影响配储需求。2024年前，强制配储是中国储能市场发展的主要驱动力，配储装机规模占比近40%。《通知》后，部分低收益未落地项目可能延后或取消。

同时，《通知》发布后，预计新能源配储项目将在531节点抢装。因增量项目机制电价存在波动性，企业或将风光项目提前至6月1日前并网，确保预期收益率稳定。当前储能抢装潮跟随光伏项目节奏，整体项目节奏前置。

取消强制配储后，市场焦点转向独立储能，但其经济性仍受考验。独立储能电站收入主要来自新能源配储容量租赁费，取消强配后，容量租赁收入可持续性存疑，需后续政策支撑。

内蒙古等地已出台容量电价政策，为独立储能电站提供补偿。InfoLink认为，容量电价政策是潜在方向之一，内蒙古政策动向或具风向标意义。

《通知》还提出“适当放宽现货市场限价”，预计使储能项目在现货市场获合理收益。现货市场动态套利空间将持续扩张，配置储能必要性提升。

InfoLink指出，《通知》构建制度框架，具体细则需各省市结合市场特点制定。过渡期可能导致行业波动，产业方需动态应对。

预计2025年中国储能市场新增装机规模达112GWh，同比增速约9%。若地方政策配套进度或激励工具力度低于预期，2026—2027年可能出现产业转型阵痛期。但新能源消纳需求与电力系统灵活性缺口长期存在，市场需求大幅下滑可能性较小。

储能行业或将经历洗牌，取消强配后，行业从粗放式增长向价值创造升级。具有技术深度与商业模式创新能力的头部企业有望扩大份额，产业链或加速优胜劣汰。

（文章来源：证券时报·e公司）