中國儲能網(wǎng)訊：當(dāng)西北荒漠的光伏矩陣與東部海上風(fēng)電同時點亮萬家燈火，一場關(guān)于"電價革命"的暗戰(zhàn)已在28個省市悄然打響！國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合發(fā)布的"136號文"正在掀起新能源電價市場化改革的滔天巨浪——這次不是溫柔的試水，而是直擊行業(yè)命門的"破立并舉"。
多省市136號文“加急”落地！三季度儲能生態(tài)棋局初定
在歷經(jīng)二季度的廣泛討論與高度關(guān)注之后，進入三季度各省市136號文承接文件的出臺進程顯著提速。甘肅首創(chuàng)的"火儲同補"機制，讓火電與儲能共享容量補貼；山東強制125%競價充足率，倒逼儲能技術(shù)迭代；湖南動態(tài)調(diào)節(jié)電量比例，新疆劃定0.15-0.262元/千瓦時競價區(qū)間……這些看似割裂的政策碎片，實則暗藏著一盤重構(gòu)儲能生態(tài)的大棋。
據(jù)CESA儲能應(yīng)用分會產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，截至發(fā)稿時，已有28個省市陸續(xù)發(fā)布正式稿、征求意見稿或過渡期政策，政策落地節(jié)奏明顯加快，區(qū)域覆蓋范圍持續(xù)擴大。從西北風(fēng)光大基地配套儲能，到東部負荷中心調(diào)峰調(diào)頻，各地正通過制度創(chuàng)新激活儲能多元價值，推動“新能源+儲能”從配套走向主賽道，為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)奠定堅實基礎(chǔ)。
南方電價"高地"vs西北"洼地"，存量項目電價機制差異聚焦
在136號文的整體大框架下，我國各省存量新能源項目電價機制呈現(xiàn)顯著區(qū)域分化特征，形成"南方高地"與"西北洼地"的鮮明格局。湖南、海南、廣西、廣東四省因電力受端屬性突出，存量項目電價達0.45元/千瓦時左右，構(gòu)成"南方高地"。這些地區(qū)高電價主要源于跨區(qū)輸電成本、電網(wǎng)調(diào)峰壓力及較高的環(huán)境補償標(biāo)準，例如廣東通過高電價平衡海上風(fēng)電大規(guī)模并網(wǎng)帶來的電網(wǎng)升級成本。
而寧夏、新疆、蒙西憑借豐富的風(fēng)光資源稟賦，以0.2595元/千瓦時左右的燃煤基準價形成"西北洼地"，低電價有效降低了新能源開發(fā)成本，促進大規(guī)模基地項目建設(shè)。這種差異化設(shè)計既體現(xiàn)了對資源稟賦的客觀適配——西北地區(qū)通過低電價激活資源優(yōu)勢，南方地區(qū)通過高電價消化消納成本；也延續(xù)了歷史政策邏輯，如甘肅延續(xù)"火儲同補"模式，將儲能納入省級容量電價機制，與煤電機組統(tǒng)一執(zhí)行330元/千瓦·年的固定補償。
執(zhí)行期限普遍采用"雙限"原則，以投產(chǎn)滿20年或風(fēng)電36000小時、光伏22000小時較早者為準，既保障投資者合理收益周期，又避免低效設(shè)備長期占用電網(wǎng)資源，實現(xiàn)效率與公平的動態(tài)平衡。
這種差異基于多方的考量，首先是資源稟賦差異，如新疆、蒙西風(fēng)光資源豐富，低電價可降低新能源成本；其次是消納能力差異，湖南、海南、以及兩廣作為電力受端省份，高電價可平衡電網(wǎng)調(diào)峰成本；最后是歷史政策延續(xù)性，如甘肅延續(xù)"火儲同補"模式，將儲能納入省級容量電價機制，與煤電機組統(tǒng)一執(zhí)行330元/千瓦·年的固定補償。
執(zhí)行期限方面，大部分省市普遍采用"雙限"退出機制設(shè)計。該機制以"時間-效益"雙維度為考量基準，具體采用"投產(chǎn)滿20年"與"剩余全生命周期合理利用小時數(shù)"孰先原則——風(fēng)電項目以36000小時、光伏項目以22000小時為閾值。
這種制度設(shè)計實現(xiàn)了多重平衡，既通過明確的時間節(jié)點保障投資者獲得合理投資回報，避免政策不確定性影響收益預(yù)期；又通過效能閾值約束防止低效設(shè)備長期占用稀缺的電網(wǎng)消納資源。相較于單一時間限制，"雙限"模式更契合不同類型可再生能源的技術(shù)特性，風(fēng)電因設(shè)備壽命較長采用更高小時數(shù)，光伏因技術(shù)迭代較快設(shè)定適中標(biāo)準，體現(xiàn)了精細化管理的政策智慧。
增量項目競價機制，市場化競爭下的"價格發(fā)現(xiàn)"功能凸顯
增量項目的競價機制是136號文最富創(chuàng)新性的設(shè)計。山東光伏項目競價下限0.123元/千瓦時、上限0.3949元/千瓦時的寬幅區(qū)間，與海南0.3998元/千瓦時的上限形成"南北呼應(yīng)"；寧夏則以0.18-0.2595元/千瓦時的區(qū)間，構(gòu)建起"西北低電價走廊"。這種差異化競價設(shè)計，本質(zhì)上是各地對儲能價值認知的量化表達。
競價規(guī)則設(shè)計更體現(xiàn)智慧。山東引入"申報充足率"指標(biāo)，強制新能源企業(yè)超額申報25%，既保障市場供應(yīng)豐裕度，又通過競爭倒逼企業(yè)理性報價；甘肅則設(shè)置"競價充足率"下限，防止"圈而不建"現(xiàn)象。安徽征求意見稿提出的"退出機制"更具震懾力，擅自增加并網(wǎng)發(fā)電容量的項目，將按自愿退出機制處理，且3年內(nèi)不得參與競價。
分布式與集中式，"雙軌模式"探索機制電量比例難題
在機制電量比例設(shè)計上，各省呈現(xiàn)出"分布式高保障、集中式差異化"的特征。具體來看，蒙西、蒙東、上海、甘肅、云南、寧夏、貴州等地率先確立"分布式優(yōu)先"原則，明確分布式光伏/風(fēng)電項目可實現(xiàn)100%電量全額納入保障性收購機制，凸顯對分布式能源的強支撐導(dǎo)向，有效激發(fā)了屋頂光伏、戶用風(fēng)電等零散資源的開發(fā)活力。
相較之下，集中式項目機制電量比例則呈現(xiàn)顯著差異化態(tài)勢。寧夏采取審慎策略，僅安排10%的機制電量比例；湖南采用適度支持策略，設(shè)定80%的較高比例；湖北則確立12.5%的剛性上限，形成梯度化配置格局。這種"分布式全保障、集中式按比例"的差異化設(shè)計，既保障了小散項目的生存空間，又通過比例調(diào)控引導(dǎo)集中式項目理性投資，構(gòu)建起"保小扶大、差異發(fā)展"的良性機制，為新能源高質(zhì)量發(fā)展提供了科學(xué)化的制度支撐。
這種設(shè)計的深層邏輯在于，分布式光伏依托"就地消納、低壓接入"特性，采用高比例機制電量可有效降低電網(wǎng)升級成本——因電力直接在本地消耗，減少長距離輸電損耗及配套設(shè)施投資。
而集中式風(fēng)電、光伏項目需通過長距離輸電送電，采用低比例機制電量可引導(dǎo)企業(yè)優(yōu)化選址，通過科學(xué)規(guī)劃降低線路損耗，減少棄風(fēng)棄光現(xiàn)象，實現(xiàn)資源高效配置與能源利用最大化，形成"分布式就近消納降本、集中式科學(xué)選址增效"的協(xié)同優(yōu)化格局。
執(zhí)行期限疊加特殊規(guī)則，開拓政策創(chuàng)新"試驗田"
執(zhí)行期限方面，各省呈現(xiàn)"存量長周期、增量短周期"的特征。具體而言，寧夏、新疆、湖南等省份對增量項目普遍給予10年執(zhí)行期限，而廣東、海南則將增量項目期限延長至12年，對于技術(shù)門檻高、投資規(guī)模大的海上風(fēng)電項目，更突破常規(guī)給予長達14年的執(zhí)行周期。
這種期限梯度設(shè)計具有雙重戰(zhàn)略意義，一方面通過適度延長執(zhí)行期限保障投資者獲得合理收益，降低項目全周期風(fēng)險；另一方面利用"時間差"形成區(qū)域政策比較優(yōu)勢——企業(yè)會傾向于優(yōu)先選擇存量電價高、增量電量保障足的地區(qū)投資，從而推動優(yōu)質(zhì)資源向更具經(jīng)濟性、可持續(xù)性的區(qū)域集中，形成"政策引導(dǎo)—企業(yè)選擇—資源優(yōu)化"的良性循環(huán)。
特殊規(guī)則設(shè)計更具創(chuàng)新性。甘肅要求項目投產(chǎn)晚于申報時間6個月以上，不僅取消中標(biāo)資格，還禁止投資企業(yè)3年內(nèi)參與競價；山西將發(fā)電側(cè)容量補償范圍拓展至天然氣發(fā)電、風(fēng)電、光伏、抽水蓄能、新型儲能等各類發(fā)電主體；山東則強制競價充足率下限，倒逼企業(yè)選擇理性報價。
補貼退潮，從“政策飯”到“市場飯”究竟該怎么吃？
136號文的實施，正在引發(fā)儲能行業(yè)的深度重構(gòu)。據(jù)CESA儲能應(yīng)用分會產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2025年1-8月，中國新型儲能新增裝機29.7GW/78.4GWh，同比增長31.44%（功率）/46.17%（容量）；抽水蓄能新增裝機3.655GW。截至2025年8月底，中國新型儲能累計裝機104.37GW/254.88GWh，抽水蓄能累計裝機61.855GW。
受136號文政策影響，2025年“搶裝潮”前移至“5?31”，5月新增裝機近9GW，6-8月增速趨緩。在趨緩的整體大勢中部分依賴政策訂單的儲能企業(yè)處境開始尷尬。對此，有業(yè)內(nèi)人士表示短期來看這種陣痛無法避免，但長期視角出發(fā)，這場由市場驅(qū)動的"成本項"向"收益項"的深度轉(zhuǎn)型，依然能夠利好儲能行業(yè)的發(fā)展。
而企業(yè)層面的轉(zhuǎn)型路徑也已清晰呈現(xiàn)，需從傳統(tǒng)的"資源獲取能力"競爭轉(zhuǎn)向"市場競爭力"構(gòu)建。具體而言，技術(shù)領(lǐng)先、成本控制能力強、市場交易能力突出的企業(yè)將在新一輪競爭中占據(jù)優(yōu)勢。
在選址策略上，應(yīng)優(yōu)先選擇存量電價高、增量電量保障充足的地區(qū)，例如山東、湖南等地，以及電網(wǎng)消納能力強的區(qū)域如廣東、江蘇等地；技術(shù)升級需聚焦更高轉(zhuǎn)換效率的光伏組件、更大單機容量的風(fēng)機，實現(xiàn)度電成本降低5%-10%；商業(yè)模式則需從"單一發(fā)電"向"發(fā)電+輔助服務(wù)"多元化盈利模式轉(zhuǎn)型，通過參與電力市場交易、提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)拓寬收益來源。
寫在結(jié)尾
這場由“136號文”掀起的電價革命，正在重塑中國新能源產(chǎn)業(yè)的底層邏輯。從西北“洼地”與南方“高地”的電價分野，到分布式與集中式的雙軌機制創(chuàng)新，再到增量項目競價的市場化探索，每一項政策設(shè)計都指向同一個目標(biāo)——讓新能源從“政策依賴”走向“市場驅(qū)動”。
短期陣痛不可避免，但長期來看，這恰是行業(yè)蛻變的必經(jīng)之路。當(dāng)儲能企業(yè)從“拼價格”轉(zhuǎn)向“拼價值、拼服務(wù)”，當(dāng)新能源項目從“資源競爭”升級為“效率競爭”，真正的產(chǎn)業(yè)成熟期才將到來。
