国家发展改革委于2月9日发布消息，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》）。《通知》明确提出“新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。”以及“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。”，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参与市场交易，电力价格市场化，并取消强制配储政策。

1. 电力市场化与取消强制配储对储能供需端影响

新能源电力价格市场化变革意味着新能源发电价格机制将从固定价格保障制转化为市场交易机制，新能源项目的收益的波动性风险增加，新能源项目资方或将通过配置储能参与市场调节来调整投资回报率，间接刺激储能需求。新政还将按照存量和增量项目分类施策，以2025年6月1日为节点划分，存量项目的新能源机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的新能源机制电价通过市场化竞价方式确定。存量和增量项目分类施策将带动时间节点前的新能源项目抢装潮，同步传导至储能抢装热潮，而时间节点之后储能项目因新能源项目的经济性存在不确定性风险，配储需求或有所下降。与此同时，在发电侧，强制配储政策的取消使新能源项目摆脱了政策负担，可自由按需配储，短期内储能项目装机需求将会承压或下滑，但通过风光配储以解决持续增长的风光发电项目导致的弃风弃光、电量消纳问题的刚需仍在且将持续释放，储能项目长期需求仍将缓慢增长。

2. 电力市场化与取消强制配储对储能商业模式的影响

《通知》提出建立可持续发展价格机制合理保障新能源收益，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立“多退少补”的差价结算机制。在电网侧，储能可以参与实时市场和中长期市场，通过峰谷价差获取充放电收益，也可以参与辅助服务市场（如深度调峰、一次调频、二次调频、黑启动）获取额外收益，拓宽盈利模式。在用户侧，储能可以通过充放电形式实现电负荷的削峰填谷，利用峰谷价差套利。储能系统灵活性价值将凸显，需求从“被动配储”转向“主动调节”，辅助服务市场以及峰谷套利将来或成为储能收益的主要模式。

3. 电力市场化与取消强制配储对储能企业的影响

此前强制配储政策带动储能装机高增长，新政发布后，因新能源项目自身经济效益存在不确定性，新能源资方对储能的关注点由“并网门槛”向“高性价比竞争工具”转变，低效储能项目需求大幅减少，储能行业竞争将从价格转向技术和价值，储能企业将主动聚焦技术、成本和服务三位一体的整体效益，而不是被动依赖政策扶持和财政补贴来维持自身的经济性。此次政策变革或将推动储能实现行业洗牌，头部企业将凭借自身技术、成本和服务优势占据有利地位并扩大市场份额，尾部企业因技术落后和高制造成本面临出清压力，储能行业的市场集中度将提高，行业优胜劣汰进程加速，为储能产业的长期繁荣与资源的高效整合奠定基础。

结论：储能行业将进入分化与价值重塑阶段 

在短期阵痛后，储能行业将向“高效技术主导、市场化需求驱动”的结构转变，行业分化加剧（高效头部企业市占率提升、低效尾部企业逐渐出清），储能供需关系从政策依赖转向市场平衡，储能商业模式将发生变化。