中國儲能網(wǎng)訊：
新政對行業(yè)的影響
《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）的新政出臺對風(fēng)光新能源發(fā)電而言無疑是重大利空，宣告固定電價時代的終結(jié)，既不保價又不保量將是行業(yè)未來發(fā)展的全新局面。投資收益不會再是過去口頭即可測算的簡單模型。
以山東省為例，去年話題討論度很高的山東分布式光伏，便以推動上網(wǎng)電量按集中式光伏現(xiàn)貨市場加權(quán)平均電價結(jié)算的政策變化，引發(fā)不少業(yè)內(nèi)人士對全額上網(wǎng)分布式項目能不能投的恐慌情緒。
根據(jù)蘭木達(dá)Lambda發(fā)布的1月27日至2月2日電力現(xiàn)貨價格，山東價格分布在-0.1~0元/kWh的負(fù)價格區(qū)間持續(xù)時間占比達(dá)到22.02%；持續(xù)最長的價格區(qū)間則在0.25~0.4元/kWh三個連續(xù)的中低價區(qū)間，占總時長的61.90%。
若以光伏捕獲均價來看，在典型日中，以近期參考數(shù)據(jù)來看，光伏日捕獲均價則分別為-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。
新政明確“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)的前置條件”，打破了過去依賴行政命令推動儲能的模式。儲能投資的邏輯發(fā)生轉(zhuǎn)變，從“政策強制配儲”轉(zhuǎn)向“市場主動需求”，儲能需通過峰谷套利、輔助服務(wù)等市場化收益實現(xiàn)其經(jīng)濟性。
市場對儲能的主動需求
新能源全面入市，市場博弈加深，電價波動會較前面更加劇烈，這也是為什么新政會包含機制電價這樣明顯的電價平衡措施。
在更加擾動的電價環(huán)境下，對于直面電力市場以尋求收益最大化的項目持有方而言，機制電價所能提供的保底收益既不可觀亦不長久，主動配置儲能以換取更高收益便成為一個重要的選擇。
簡言之，砸了“鐵飯碗”的光伏企業(yè)想要賺的更多，向儲能想辦法或成必經(jīng)之路。
光伏配儲的利弊分析
2025年1月23日出臺的《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》，其中提出在電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，大型工商業(yè)分布式光伏可采用自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式參與現(xiàn)貨市場。這也就意味著分布式光伏高發(fā)時段自儲自用、參與現(xiàn)貨市場，都對配置儲能后的收益有不小的想象空間。
新能源入市后，光伏配儲的情況變得更加復(fù)雜。一方面，新能源全面進(jìn)入電力市場后，電價波動加劇，這為儲能系統(tǒng)提供了更高的市場價值。光伏企業(yè)為了在劇烈的電價波動中獲得更高收益，可能會傾向于主動配置儲能系統(tǒng)，以優(yōu)化發(fā)電曲線，參與現(xiàn)貨市場交易，從而在高峰時段售電，平抑低谷時段的電價，實現(xiàn)收益最大化。
收益匡算
假如在中東部地區(qū)有一個100MW的集中式光伏電站，根據(jù)國家新的政策，新能源電量將全部入市交易，根據(jù)目前的電力市場實際交易情況，中午約有三個小時是零電價，光伏電站內(nèi)配套建設(shè)一座100MW/300MWh的電站存儲午段的零電價電量，光伏其余時段正常發(fā)電上網(wǎng)。假設(shè)中午三個小時占光伏發(fā)電的50%的電量，其余時間占50%的電量，儲能電站在早高峰與晚高峰的時段進(jìn)行放電。
光伏的年等效小時數(shù)按1300小時計算，光伏的投資按2.3元/W測算，儲能按0.6元/Wh（已經(jīng)考慮的更換電芯的費用，后期不用再更換電芯成本），儲能暫不考慮儲能電站輔助服務(wù)的收益，電價按目前中東部XX省的市場電價數(shù)據(jù)進(jìn)行測量，光伏電站與儲能電站均按25年直線折舊。
以下是100MW集中式光伏電站配置100MW/300MWh儲能電站的經(jīng)濟性分析：
以上經(jīng)濟分析，對儲能電站的收益僅僅只考慮了電站在午間近零電價時段的存儲，一個100MW/300MWh的儲能電站的收益想像空間還可以存在于輔助服務(wù)市場，一次二次調(diào)頻，容量市場，節(jié)省考核罰款，峰谷套利，棄光消納等。
存量的光伏電站也會在未來面臨競爭加劇的現(xiàn)實。如何提升自身資產(chǎn)的競爭優(yōu)勢，配置儲能也是一個好的思路。
