国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《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》），推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全面进入电力市场，上网电价由市场交易形成。

我们认为，当前我国风、光、储结合的发电价格已经显著低于煤电的发电成本，或对煤电形成一定的挤出效应，风、光装机仍有增长空间。对于储能板块，取消强制配储的政策，选择拓宽现货交易的价差，让储能进入市场驱动阶段，或有助于行业发展。

新能源市场化的预期由来已久，此次改革主要涉及三方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成；二是新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展的价格结算机制，纳入机制的电量按机制电价结算；三是以2025年6月1日为节点，区分存量和增量项目分类施策。

机制电价的建立，相当于为运营商提供了长期可参考的基准。既能保障国家绿色转型目标的达成，又可以稳定市场投资收益预期，避免因存量项目和增量项目同台竞争带来的收益不确定性和收益率恶化，提供了中长期新能源建设的指引。短期来看，由于新老划段，6月前或有抢装潮，带来新能源设备市场的热度。

2024年强制配储市场约占储能的30%，此外独立储能的市场需求部分也来自新能源场站的配储要求。随着大规模的新能源逐步进入市场，市场现货交易价差的拉大或将带动储能的真实需求。

由于新型储能是构建以新能源为主体新型电力系统的重要支撑技术，与动力电池产业强相关，此前很多新能源企业入场，在资本投资的快速增长下，行业产能扩张，各环节“价格战”愈演愈烈，引发储能价格回落，国内储能存在一定的“劣币驱逐良币”现象。我们认为，随着新能源现货市场开始有效运转，储能行业的商业模型正在建立，“劣币驱逐良币”的现象或将极大改观，国内现货市场有望成为储能企业利润增长的重要来源。

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