截止到2023年底，新能源装机容量已经占到了总装机量的51.9%，历史性地超过了火电，然而如今《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》中明确指出，自4月1日起，全国电网对新能源电量（除水电）的收购政策会进行调整。
新能源电量将被划分成保障性收购电量和市场交易电量，原本全额收购变成了只收购保障性电量，大概意思就是社会用电需求有多少电网就收多少，剩下的部分则是只能由企业自行销售。
而之所以国家会出台这项政策，首先是因为电网无法完全消纳所有的新能源，数据显示，在2023年，我国的总发电量为94564.4亿千瓦时，其中除水电以外的新能源发电量，达到了14700.2亿千瓦时，但2023的用电量却只有92241亿千瓦时，多出的两千多亿千瓦时的电量只能白白浪费。
其次就是风光发电的不稳定性。风光发电量受风速和天气影响较大易出现波动，导致电量输出忽大忽小，如果将这些不稳定电流并入到电网中，就会导致输电线路和变压器的损耗增大，进而造成电网频率偏差、电压波动与闪变这些问题，降低供电质量。
最后就是为了减少盲目投资。因为国家对新能源的补贴以及对新能源电力统购统销的政策，造成了不少企业涌入到可再生发电领域，因此导致2023年的上半年，我国整体弃风率为3.4%、弃光率为2%，不少的电力资源被浪费。
这一政策推行会有何后果？！
首先就是会出现电价下降等情况。因为部分新能源电量参与到市场化交易之中，这也意味着售电压力会随之提高，很有可能出现市场价格来进行资源配置，就比如在风光集中发电的时段，电力资源过多需求减少，电价就会下降，甚至出现零电价和负电价。
其次推进储能设施的大规模建设。储能设施的建设可以保证风光发电的电力稳定性，但储能设施的成本往往又比较贵，约为每千瓦时1600-2300元人民币，一个几百兆瓦的小型发电基地，光是储能设施的成本就几十万，所以不少电网的储能设施规模非常小。
就比如在2018年，宁夏电网就因为风电光伏的无法储存选择停机，但后续因为电力不足又用煤炭发电来代替，最终被环保组织索赔3.1亿元。发电企业为了保证盈利性，很有可能会选择建造储能设施，将电力资源在缺电时售出。
当然，企业也会面临着售电方面的竞争，为了能拓展销售渠道，对于自身的
核心竞争力自然也要有多提高。