新能源全面入市，对于哪些板块和业务是利好，哪些又会是利空，对于自身来说，该如何行动？

这篇文章就从几个方面随便聊聊想法吧：储能，电力市场，虚拟电厂，分布式新能源，人才和能力储备。

一、强制配储

政策原文提到：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。

新政策相当于是明确给强制配储解绑了，虽然去年的政策和市场上都开始弱化了强制绑定的配储，并且在转向独立储能，但不排除地方上的引导和鼓励。

首先还是把握住这条政策的目的：一是降低新能源项目的初始投资成本，二是接受“配而不用”的事实并为新能源全面上网铺平道路。

对于储能来说，我们需要稍微分开一下：强制配储，独立（共享）储能。解绑不只是对强制配储带来重大影响，独立储能也将面临冲击。

强制配储的政策初心是为了“布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用。”

由于实际效果差，以及种种问题（参考独立储能：灵魂绑定下的沉没资产（政策篇）），各地逐步放宽甚至取消，而鼓励大家租用独立储能。

在电源侧的配置储能，也就火电的运营效果最好，其他的利用率虽有所提升，但也远不及投资收益预期。

存量的配储可能会进一步弃用，或变卖；增量的配储当然就很难了，投资方肯定不会主动投建储能了。

但有些情况下，笔者觉得有可能变成“自愿配储”，毕竟储能的作用在全面入市后会进一步体现。

二、独立储能

更进一步，既然储能的门槛消失了，也就意味着有一定的可能——容量租赁市场会消失，因为没有人会去租赁独立储能了。

根据兰木达的解读：新能源结算时需要承担辅助服务与系统调节费用，最终单个项目的结算收入=市场交易收入+机制补偿收入-系统调节费用分摊。

注意最后的系统调节费用分摊——也许之后电网的调节成本，独立储能的收入来源就都在这部分了。

新能源的波动特性是个事实，电网接入能力和调度能力有限也是个事实，新能源想要更多并网，享受更多“收益”，就要买单付出成本。

独立储能可谓解决这个问题的重要手段，既避免了电源侧强制配储分散、利用率低的问题，又可以更好地配合电网调度的需求，而且其自身特性非常适合解决调峰调频等辅助服务的问题：

新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。

大家可能都知道，抽水蓄能作为现在扛大旗的储能方式，已经有「容量电价」作为成本疏导方式了，但独立储能还没有。

也许前面的容量租赁，也会变成政府核定的容量电价，那么成本回收就有了进一步的保障。

不论是系统调节费用分摊还是容量电价，甚至就是保留可自主选择的容量租赁，都是为了让真正提供了服务的主体获得相应的收益，促进新型电力系统的构建。

但我们从以前的文章中也发现了一些问题（独立储能：灵魂绑定下的沉没资产（收入篇）），如电网对于独立储能的调度，独立储能自身收入来源等。

对于目前的独立储能来说，收入主要有容量类（容量租赁，容量补偿，容量电价（预期）），电量类（对应中长期和现货电力市场，靠电价差获得收入），以及电力类（对应辅助服务市场，如调峰调频，柔性爬坡等）。当然，还有一种收入，我们可以叫它补贴类，如容量补贴，充放电补贴，建设补贴等，这些不是市场化的，就是单纯的政策补贴。

新能源全面入市后，究竟该把独立储能当作什么来看？

我们不希望新能源企业把它看作是并网的额外成本，也不希望投资企业把它看作是短期内能快速回本的投机项目，更不希望电网调度把它当作可有可无的累赘。我们希望的是储能可以成为新能源和电网的好伙伴，好帮手，刚需产品，成为耐心资本的可以长期战略性布局的优质资产。

不少朋友觉得，就算没有了容量租赁，这个政策对于独立储能来说也是巨大的利好。

笔者认同的逻辑是，新能源全面入市，带来市场的波动性进一步加大，套利空间增加，辅助服务需求变多，当然都是利好。

但具体还是要量化出来，毕竟对很多项目来说，容量租赁的收入可能要占到一半左右，电力市场的增量收益是否可以弥补，甚至带来更多，其实还不够清楚。

那么接下来，我们就看看另一个利好点，电力市场。

三、电力市场

新能源全面入市，当然是利好电力市场啊，笔者在这篇文章（什么是电力新型经营主体？）中指出，新型电力系统迎来新型市场主体，同时都指向电力市场这个电改基本盘。

这次136号文要求新能源（风电、光伏）上网电量原则上全部进入电力市场，彻底打破此前“保障性收购+市场化交易”的双轨制。

那么估计电力交易规模也会大幅扩容：预计2025年后市场化交易电量占比将从62.7%进一步提升至80%以上。

有业内人士指出，136号文将推动电力市场建设进入"快车道"，实现发电侧约80%装机容量、接近80%发电量以及用户侧约80%用电量进入市场，为建设全国统一电力市场奠定坚实基础。

新能源靠天吃饭的不稳定性，在进入市场后，带来的冲击，必将体现为电价的波动。目前普遍认为，全面入市后，电价波动和峰谷价差都会持续扩大，比如有人预测，新能源入市后电网峰谷价差预计扩大至0.8-1.2元/千瓦时（2024年平均0.65元），2025年现货市场试点省份储能套利空间预计增加40%。

具体到中长期交易来说，文件提出完善中长期交易机制，包括缩短交易周期、提高交易频次，实现周、多日、逐日等更灵活的交易。同时鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议（PPA），提前锁定电量电价，形成稳定的供需关系，以对冲市场波动风险。

对于现货交易方面，文件同步要求加快现货市场建设，让新能源公平参与实时和日前电能量市场，发挥市场化的价格发现功能。

以及，现货市场价格上下限将适当放宽：上限参考当地工商业尖峰电价水平，下限考虑新能源在市场外可获得的其他收益（如补贴或绿证价值）等因素，由各省价格主管部门制定。

这意味着电价有望突破以往的涨跌幅限制，在供需极端情况下可能出现更大波动乃至“负电价”，近期负电价频出，参看以前的系列文章（负电价已成新常态）。

全面入市后的电力市场对于用户来说，也存在明显的好处，由于新能源需与火电、水电等传统能源竞争电价，可能降低整体电价，比如2024年甘肃市场交易电价已下降约37%，显示同台竞价下的电价趋势。

近期，夏清教授的《激励新能源和储能协同发展的机制设计》提出了新能源与灵活性市场解耦的市场体系。

即将新能源与灵活性资源解耦，新能源单独组织市场开展交易，而将所有与新能源配合的资源纳入为灵活性市场；这两个市场与绿色证书市场相协同。新能源与化石能源不能在同一市场中竞争，因为这两种商品成本属性发生了根本性的变化，前者是正的外部成本，而后者是负的外部成本；前者以固定成本为主，而后者以燃料、运行成本为主。

以新能源为主的新型电力系统的灵活性市场设计中，交易周期有日前和实时，交易品种有不平衡电量、调频、备用等，供应资源有火电、新型储能、抽水蓄能电站等，需求方主要是新能源和用户。

这当然是不错的思路，比较超前，但其实也反映出目前相关机制的缺失，未来的不确定性仍在。

四、虚拟电厂

近期火热的虚拟电厂，在新能源全面入市，电力市场比例进一步提高，分布式新能源渗透率加大的情况下，当然会有不小的利好。

笔者一直认为，虚拟电厂重要的不是技术和产品，而是市场机制，如果算不过来账，或者前期的政府业绩带不来后期的经济收益，那么就无法长期发展下去。

现在新能源入市后，那些海量的，分散的主体，就更有可能通过虚拟电厂来参与市场交易了，如下图所示（参考：什么是电力新型经营主体？）。

虚拟电厂未来会聚合多类型资源（分布式电源、电动汽车、工商业负荷、储能等），支持聚合调度与多市场（现货、辅助服务、绿证）协同。

很多售电公司现在也是虚拟电厂负荷聚合商（运营商），因为有天然的电力市场认知优势和用户积累。加之新能源全面入市后，售电公司的差异化就不仅仅在于同质化电力商品的价差了，而是可以拓展更多的市场空间。如代理更多的新能源电量，根据所在电力市场的特点，制定灵活的采购策略和风险对冲，获取更大的套利空间。

当然，这也对售电公司提出了更高的要求，对市场的理解，对辅助系统的使用（而不只是Excel），对人才的培养等等。

利好虚拟电厂的同时，也利好智能微电网，原因常见下一节。

五、分布式新能源

笔者以前就说过，终局是交易（分布式新能源的尽头是？）。长期关注本号的朋友都知道，笔者一直看好分布式新能源，参考（节能降碳新思路：聚焦分布式新能源发展）。

新能源全面入市，对于需要余电上网的分布式新能源来说当然会有冲击，但分布式新能源的首要目标还是就地消纳与配电网层面的平衡。

因此，自发自用就是分布式新能源应对此次冲击的法宝，如何最大限度地自发自用，提高光伏、风电、储能、充电的利用率，才是关键。

前面提到的虚拟电厂会加快体现出这类灵活性资源的优势，让有源互动配电网的作用真正体现出来。而实际上的执行层面，是在配电网，尤其是需要与配电网直接互动的智能微电网，这是物理执行层。

最新发布的2025年能源工作指导意见指出，推动配电网高质量发展，做好配电网建设改造，建立健全配电网发展指标评价体系，补强供电短板。提升需求侧协同能力，推进虚拟电厂高质量发展。

同时，研究制定绿电直连政策措施。出台促进绿证市场高质量发展的政策文件，落实绿色电力消费促进机制，完善可再生能源消纳责任权重制度，压实电力用户绿电消纳责任。

关于绿电直连，笔者有个在广东的非常有潜力的应用场景（同一个用地红线范围内的多个独立园区），欢迎南网的朋友们一起聊聊，看是否有机会吃个螃蟹。

六、人才利好

总的来说，笔者是非常看好136号新政策的，除了行业中各个业务和产品板块，其实对于咱们每一个从业者来说，也要不断学习和更新自己的知识和能力库，或者招揽相应的人才。

以下是一些想到的人才需求：

1、电力交易员：

对专业度要求更高了，在掌握电力市场规则（尤其是现货）的基础上，还需要对微观经济学原理、跨省交易策略、金融市场基础等有一定的理解，还有就是对于数据分析能力的要求也会提高，善用工具（Python、R），尤其是AI，将是未来必备。

2、数据分析与AI调度人才：

新能源波动，电价波动，规则复杂，为数据科学家、AI工程师在能源领域带来更多用武之地。未来，既懂电力系统又掌握机器学习、大数据技术、AI模型的人才，可以将AI与业务深度融合，通过构建高精度的负荷和出力预测模型、实时分析市场大数据、开发智能调度算法等，获取更大的竞争优势。

3、跨领域复合型人才：

随着新能源全面市场化，会有更多的跨界和综合的新业务。既懂交易又懂技术，既懂政策又懂客户需求的复合型人才，稀缺。既懂电力新能源，又会绿色能源咨询、碳资产管理、综合能源项目设计等的人才，稀缺。既能分析用户用能数据、设计光伏+储能系统，又能计算经济性、代理参与市场交易获取收益的人才和团队，稀缺。

以上内容均来自公开内容整理，生成配图来自ChatGPT，辅助的研究分析，数据分析及可视化来自ChatGPT o1&o3，DeepSeek，Perplexity，NotebookLM，作为学习笔记，仅供参考，如有幻觉，欢迎指出。

       原文标题 : 新能源全面入市，利好板块有哪些？