中國儲能網(wǎng)訊：9月3日，陜西省發(fā)改委一紙公告點燃新能源市場——《陜西省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》的發(fā)布，不僅標志著陜西新能源全面入市的改革大幕正式拉開，更以“配儲非前置條件”“增量項目競價定電價”“現(xiàn)貨市場限價動態(tài)調(diào)整”三大核心舉措，為儲能行業(yè)撕開了一條從政策依賴向市場驅(qū)動轉(zhuǎn)型的突圍之路。
《征求意見稿》明確提出“各地不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件”，這一條款如同一把利刃，斬斷了儲能與新能源項目的強制捆綁關系。陜西此次政策轉(zhuǎn)向，本質(zhì)是將儲能從“政策工具”還原為“市場主體”——企業(yè)可根據(jù)自身資源稟賦、電價波動規(guī)律及市場需求，自主決策是否配置儲能、配置何種類型儲能，真正實現(xiàn)“按需儲能”。
以榆林地區(qū)為例，當?shù)孛弘娀鶞蕛r與新能源發(fā)電成本存在顯著價差，若企業(yè)通過市場化交易獲得低價電，再結(jié)合儲能的“削峰填谷”功能，其收益空間可能遠超強制配儲模式下的固定收益。這種“用腳投票”的市場選擇機制，將倒逼儲能技術向高效率、低成本方向迭代，推動儲能行業(yè)從“規(guī)模擴張”轉(zhuǎn)向“質(zhì)量優(yōu)先”。
《征求意見稿》為增量新能源項目設計了“機制電量競價”規(guī)則：機制電量總規(guī)模按2025年6月1日至2026年12月31日期間投產(chǎn)項目預計上網(wǎng)電量的50%確定，機制電價及單個項目電量規(guī)模通過市場化競價形成，競價下限為0.18元/千瓦時，上限為煤電基準價0.3545元/千瓦時。這一規(guī)則為儲能行業(yè)開辟了新的收益渠道，也埋下了風險伏筆。
對于儲能企業(yè)而言，參與競價意味著可與新能源發(fā)電方形成“收益共享、風險共擔”的利益共同體。但競價機制的本質(zhì)是“價低者得”，若儲能企業(yè)為獲取電量規(guī)模過度壓低報價，可能陷入“低價中標、微利運營”的困境，甚至引發(fā)行業(yè)“價格戰(zhàn)”。
《征求意見稿》將陜西現(xiàn)貨市場申報價格上限、下限調(diào)整為1元/千瓦時、0元/千瓦時，這一“天價上限”與“地板下限”的組合，為儲能套利提供了前所未有的想象空間。在午間光伏大發(fā)時段，新能源發(fā)電量可能遠超本地消納能力，導致現(xiàn)貨市場價格逼近0元下限；而在晚間用電高峰期，若新能源出力不足，現(xiàn)貨價格可能飆升至1元上限。儲能企業(yè)可通過“低價充電、高價放電”實現(xiàn)單日數(shù)倍收益，其投資回報周期可能縮短至3-5年。
但高收益往往伴隨高風險?，F(xiàn)貨市場價格波動受供需關系、天氣變化、政策調(diào)整等多重因素影響，若儲能企業(yè)誤判價格走勢，可能面臨“高價充電、低價放電”的虧損局面。此外，陜西明確“機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算”，意味著儲能企業(yè)無法通過“保底電價”對沖市場風險，其收益完全取決于對現(xiàn)貨價格的精準預判與操作能力。
《征求意見稿》規(guī)定“納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不重復獲得綠證收益”，這一條款看似限制了儲能的收益來源，實則為儲能綠色價值的獨立定價鋪平了道路。過去，儲能因無法直接參與綠證交易，其減少碳排放、促進新能源消納的綠色價值常被“隱含”在新能源發(fā)電方的電價中，導致儲能企業(yè)難以獲得與綠色貢獻相匹配的收益。
陜西此次政策調(diào)整，暗示未來可能建立獨立的儲能綠證交易機制。例如，儲能企業(yè)可通過提供“新能源消納證明”或“碳排放減少證書”，直接向用戶或電力市場出售綠色價值，形成“電價收益+綠證收益”的雙重收入模式。這種“綠色價值顯性化”的趨勢，將吸引更多社會資本投入儲能領域。
陜西《征求意見稿》的出臺，標志著儲能行業(yè)正式告別“政策庇護期”。配儲強制令的解除、競價機制的引入、現(xiàn)貨市場限價的調(diào)整、綠證與電價的分離，每一項政策都在重塑儲能行業(yè)的生存法則——企業(yè)需在市場風險與收益、技術效率與成本、綠色價值與電價之間尋找平衡點。
這場變革或許會帶來短期陣痛，但唯有經(jīng)歷市場洗禮的儲能行業(yè)，才能真正成長為支撐新型電力系統(tǒng)建設的“中流砥柱”。
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