中國儲能網(wǎng)訊：年初，國家發(fā)改委《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（136 號文）以 "全電量入市 + 取消強制配儲" 為核心，推動新能源從政策托底轉(zhuǎn)向市場競爭。
據(jù)數(shù)字儲能網(wǎng)不完全統(tǒng)計，截至9月25日，已有27各省區(qū)市就136號文承接細則出臺文件或征求意見，各地結(jié)合電力供需格局與產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)出臺的實施細則呈現(xiàn)顯著差異，這種分化正深刻重構(gòu)儲能行業(yè)的發(fā)展邏輯與競爭格局。
地方細則的核心差異4個維度
各地細則主要差異體現(xiàn)在存量與增量項目的區(qū)分、電價機制和執(zhí)行期限、及對儲能政策表述等方面。
對于存量與增量項目劃分，各省份多以2025年6月1日為界區(qū)分存量與增量項目。存量項目一般繼續(xù)執(zhí)行原有保障性政策，增量項目則全面進入市場化交易。
機制電價方面，各省存量項目機制電價均對標(biāo)當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價，但存在較大差異，湖南、廣東最高，均達到0.45元/千瓦時，新疆、蒙西、寧夏則低至0.25-0.28元/千瓦時。
存量項目機制電價執(zhí)行期大多按全生命周期合理利用小時數(shù)或20年執(zhí)行，體現(xiàn)了各地給予市場長期穩(wěn)定的政策預(yù)期。
對于增量項目電價，大多數(shù)省份采用競價機制，價格區(qū)間從0.15元/千瓦時至0.45元/千瓦時不等，部分地區(qū)如廣東、新疆、湖南、廣西、浙江、遼寧、寧夏、上海、四川、陜西設(shè)定了上限。
對于增量項目的執(zhí)行期限，各地政策多明確在10-14年之間，海上風(fēng)電普遍更長，蒙東、蒙西則對增量項目不設(shè)固定保障期限，完全由市場決定。
對于增量項目的機制電量安排，大部分省區(qū)市引入動態(tài)調(diào)整機制，要根據(jù)上年的完成情況確定和調(diào)整，比例方面各地的差異顯著，如寧夏僅為10%，遼寧為55%，安徽為85%，海南為75%-80%，貴州最高達到90%。
對于儲能政策表述，廣東、海南、河北、青海、北京、遼寧、寧夏、甘肅、山西、黑龍江、安徽、陜西、浙江等13地在細則中提及儲能，但表述和側(cè)重點不同。
其中，遼寧、甘肅、山西、青海提出建立容量補償機制，對儲能提供系統(tǒng)容量服務(wù)予以補償。
廣東、山西、河北、北京、陜西、安徽均強調(diào)不得將儲能作為新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)的前置條件，部分省市鼓勵通過租賃配置調(diào)節(jié)資源。
其中，廣東對2025年6月1日前已并網(wǎng)的新能源存量項目，繼續(xù)執(zhí)行廣東省配置儲能政策；鼓勵通過租賃獨立儲能容量等方式配置調(diào)節(jié)資源；北京對于對2025年6月1日前簽訂儲能租賃合同（協(xié)議）的新能源場站，以及配建有儲能的新能源場站，均將給與一定的機制電量支持。
比如，租賃的儲能項目在2025年12月31日前建成并網(wǎng)，可以給與新能源場站36個月機制電量政策支持。
各地政策落地進度也存在差異，福建、河北、廣東、寧夏、黑龍江、蒙東、蒙西、上海、新疆、山東、甘肅、云南、湖北等13個省市出臺正式文件，廣西、海南、遼寧、重慶、貴州、安徽、陜西、浙江等地則處于征求意見、暫行、討論階段。
儲能行業(yè)發(fā)展邏輯加速重構(gòu)
地方細則的差異化落地，正推動儲能行業(yè)從 "政策套利" 轉(zhuǎn)向 "價值創(chuàng)造"，在需求邏輯、盈利模式等方面發(fā)生根本性轉(zhuǎn)變。
從各地細則創(chuàng)新維度看，儲能配置和效率利用將更加精準(zhǔn)，也將推動儲能技術(shù)的創(chuàng)新迭代。
以山東、廣東兩個代表省份為例，競價機制上，山東主打 "強競爭" 模式，要求增量項目競價申報充足率不低于 125%，以最高中標(biāo)價作為機制電價，這種設(shè)計直接壓縮了新能源項目的利潤空間，迫使企業(yè)更精準(zhǔn)地控制儲能成本。
廣東則采用 "低價優(yōu)先 + 時間優(yōu)先" 規(guī)則，未設(shè)置充足率門檻，機制電價同樣按入選項目最高報價確定，該模式更依賴市場自發(fā)調(diào)節(jié)，對企業(yè)預(yù)判儲能配置的經(jīng)濟性提出了更高要求。
執(zhí)行期限上，山東對存量項目執(zhí)行與剩余合理利用小時數(shù)掛鉤的過渡電價（0.3949 元 /kWh 含稅），增量項目執(zhí)行周期動態(tài)調(diào)整且不設(shè)固定年限，這種短期導(dǎo)向倒逼儲能提升利用效率。
廣東則對增量項目設(shè)定剛性期限，海上風(fēng)電14年、其他項目12年，長期收益保障增強了投資者信心，尤其吸引技術(shù)密集型儲能企業(yè)布局。
山東徹底取消強制配儲，要求儲能配置通過市場化交易實現(xiàn)，其首創(chuàng)的儲能容量交易平臺，使租賃價格經(jīng)市場化談判可達400元/kW?年，利用率提升至75% 以上。
廣東雖同樣取消強制配儲，但首提 "可觀、可測、可調(diào)、可控" 的 "四可" 標(biāo)準(zhǔn)，將技術(shù)合規(guī)性作為電價執(zhí)行前提，未達標(biāo)項目機制電量自動失效且不予結(jié)算。此外，對延遲投產(chǎn)項目實施階梯處罰，間接推動儲能項目提速落地。
從需求邏輯上看，儲能發(fā)展從行政指令轉(zhuǎn)向市場自主決策。
136 號文終結(jié)了強制配儲政策，儲能配置成為新能源企業(yè)基于收益測算的自主選擇。
政策層面同步推出兩項關(guān)鍵舉措，分時電價機制全覆蓋與限電率考核升級形成雙重驅(qū)動，峰谷價差擴大使儲能套利空間提升，限電率上升使得項目收益下降，配置儲能成為規(guī)避損失的關(guān)鍵手段。
這種轉(zhuǎn)變通過市場化手段倒逼新能源企業(yè)主動配置儲能，提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，而非依賴行政干預(yù)。
同時也使得配儲創(chuàng)新呈現(xiàn) "區(qū)域分化" 特征，高電價差省份形成 "短時長高比例" 特征，高限電率省份則側(cè)重 "長時儲能保消納"。
一些地方通過配儲模式創(chuàng)新實現(xiàn)了新能源消納率和儲能收益的提升。
如青海因新能源裝機占比超 60%且限電率高，有項目通過"電源側(cè)15%+電網(wǎng)側(cè)8%"的儲配置模式，將消納率提升至 92%；廣東則在工商業(yè)領(lǐng)域探索 "光伏 + 儲能" 模式，有的工業(yè)園區(qū)年套利收益達120萬元，投資回收期縮至5年。
從應(yīng)用模式上講，共享儲能成新能源項目規(guī)?；当镜闹髁髀窂?。
強制配儲后，共享儲能成為破解新能源項目配置成本壓力的最優(yōu)解，行業(yè)預(yù)計2027年其占比將從2024年的35%提升至60%。
山東的容量交易機制與河北鼓勵租賃的政策形成示范效應(yīng)，通過集中建設(shè)、多方共享的模式，儲能電站投資回收期較分散配置縮短2-3年。
在浙江、山東等峰谷價差超0.8元/kWh的省份，共享儲能電站通過 “租賃 + 套利” 組合模式實現(xiàn)收益最大化。
從收益模式上看，儲能項目收益模型從“政策保障”轉(zhuǎn)向多元化“市場套利”。
隨著現(xiàn)貨市場全覆蓋推進，儲能參與調(diào)峰、備用、黑啟動等多元服務(wù)的收益占比持續(xù)提升。
如河北冀北電網(wǎng)推行“容量電價+ 電量電價”雙軌制，使儲能項目IRR達 9.8%，高于傳統(tǒng)模式4個百分點；山東儲能通過容量交易與調(diào)頻服務(wù)組合，利用率突破75%；廣東則因現(xiàn)貨電價波動小，高頻次調(diào)頻服務(wù)成為收益補充，形成 “容量租賃+ 輔助服務(wù)”的復(fù)合模式。
這一過程中，儲能市場發(fā)展分化將進一步加快，市場化程度高的地區(qū)（如內(nèi)蒙古、新疆）逐步取消機制電價，推動新能源全面入市，儲能需通過現(xiàn)貨市場、容量市場等方式參與競爭。
山東、廣東則通過輔助服務(wù)市場擴容、虛擬電廠支持、容量補償優(yōu)化等方式，為儲能提供新的收益渠道。
編后語：新能源電價市場化浪潮淘汰了政策依賴型企業(yè)，也為技術(shù)領(lǐng)先、模式創(chuàng)新的主體開辟了更廣闊的發(fā)展空間。隨著跨省市場協(xié)同與容量電價機制的完善，儲能將真正成為新能源市場化消納的核心支撐，推動能源轉(zhuǎn)型進入高質(zhì)量發(fā)展階段。
