中國儲能網(wǎng)訊：近日，上海市與江西省相繼發(fā)布新能源增量項目機制電價競價公告，兩地政策在時間節(jié)點、項目類型、競價規(guī)則、執(zhí)行期限等方面既體現(xiàn)共性又呈現(xiàn)差異化特征，對儲能行業(yè)的技術(shù)路線選擇、商業(yè)模式創(chuàng)新及市場格局演變產(chǎn)生重要影響。
從時間安排看，上海與江西均以2025年6月1日為增量項目并網(wǎng)起點，但具體操作節(jié)奏存在顯著差異。上海將資料提交階段設定為10月10日至10月22日，審核結(jié)果公示在11月12日至18日，整體周期跨度近40天；江西則壓縮至10月10日至15日提交材料，10月23日完成復審，10月28日出清并公示結(jié)果，全流程僅19天。
這種時間壓縮倒逼企業(yè)提升申報效率，尤其對分布式光伏項目而言，江西允許通過聚合商統(tǒng)一申報，而上海要求分布式電源聚合商需簽署委托代理協(xié)議，凸顯兩地在項目聚合管理上的不同思路。值得注意的是，兩地均明確未投產(chǎn)項目需提交履約保函——上海要求集中式項目郵寄至浦東新區(qū)指定地址，分布式項目提交至供電公司營業(yè)廳；江西則按項目裝機容量乘以競價上限乘以8%計算保函金額，且不低于6000元，這種風險防控機制既保障了政策執(zhí)行剛性，又為未投產(chǎn)項目設置了市場化準入門檻。
在項目類型界定上，兩地均涵蓋集中式光伏、風電、分布式光伏、分散式風電及生物質(zhì)發(fā)電，但均排除深遠海風電等成本差異較大項目及已通過競爭性配置的特殊項目。上海特別強調(diào)“全容量投產(chǎn)”標準，要求集中式項目以電力業(yè)務許可證登記時間為準，分布式項目以電網(wǎng)營銷系統(tǒng)最后一批次并網(wǎng)時間為準。
江西則細化到分期并網(wǎng)項目的獨立計量與控制要求，明確同一場站分期參與交易需具備獨立預測功能。這種對項目全生命周期管理的精細化要求，直接影響到儲能配套的技術(shù)標準——例如，江西要求聚合商代理的分布式項目投產(chǎn)時間間隔不超過1年，這意味著儲能系統(tǒng)需適配不同并網(wǎng)時序的電源特性，對能量管理系統(tǒng)的實時響應能力提出更高要求。
競價機制設計方面，兩地均采用“申報-審核-出清-公示”標準化流程，但價格形成邏輯各有側(cè)重。上海設定競價上限參考燃煤基準價或項目合理收益率，下限基于先進電站造價水平折算度電成本，必要時可參考EPC市場報價；江西則采用邊際出清方式，取最后一個入選項目報價作為機制電價，當邊際項目入選電量低于申報電量30%時取消結(jié)果，轉(zhuǎn)而采用前序項目報價。
這種差異化的出清規(guī)則，實質(zhì)上反映了兩地新能源發(fā)電成本的區(qū)域特性。上海作為電力負荷中心，其燃煤基準價包含環(huán)境成本溢價，而江西作為新能源資源大省，更強調(diào)通過充分競爭實現(xiàn)價格發(fā)現(xiàn)。
對儲能行業(yè)而言，這種價格信號直接影響技術(shù)路線選擇：在價格上限約束下，上海更可能催生高效率、長壽命的鋰電儲能系統(tǒng)；而在邊際出清機制下，江西可能更利于發(fā)展具備快速響應能力的短時儲能技術(shù)。
執(zhí)行期限設定均以同類型項目回收初始投資為基準，一般不超過12年，但具體操作存在細節(jié)差異。上海要求具體執(zhí)行期限以每次公告為準，而江西明確機制電量規(guī)模與消納責任權(quán)重完成情況掛鉤——當年超額完成則次年縮減機制電量，未完成則擴大。
這種動態(tài)調(diào)整機制，實質(zhì)上構(gòu)建了新能源發(fā)電與儲能需求的聯(lián)動反饋。當新能源發(fā)電量超過消納責任權(quán)重時，儲能需求可能因機制電量縮減而降低；反之則可能刺激儲能配置需求。對儲能企業(yè)而言，這種不確定性要求其具備更靈活的產(chǎn)能調(diào)整能力與更精準的市場預判模型。
從對儲能行業(yè)的影響看，兩地政策共同釋放了“市場化驅(qū)動替代政策強制”的明確信號。根據(jù)國家發(fā)改委136號文，2025年6月1日起新能源項目不再享受固定電價，而是通過競價形成機制電價，且不得強制配儲。
政策取消后短期可能引發(fā)技術(shù)路線調(diào)整，部分企業(yè)可能轉(zhuǎn)向開發(fā)1-2小時短時儲能系統(tǒng)以適應臨時調(diào)峰需求，而長時儲能技術(shù)如液流電池、壓縮空氣儲能則可能因應新能源出力波動性需求加速研發(fā)，目標將度電成本降至0.2元/kWh以下。
在商業(yè)模式創(chuàng)新層面，政策推動儲能從“被動配儲”轉(zhuǎn)向“主動服務”。上海允許自然人分布式光伏通過聚合商參與競價，江西則明確聚合商可代理不同年度場次競價，這種“聚合+競價”模式為儲能參與電力市場開辟了新路徑。
技術(shù)迭代方面，政策倒逼儲能技術(shù)向智能化、長時化、低成本化方向演進。上海要求競價項目采用先進電站造價水平作為下限基準，推動企業(yè)采用更高效的電池材料與制造工藝；江西通過邊際出清機制篩選出成本最優(yōu)項目，加速低效產(chǎn)能出清。同時，電力現(xiàn)貨市場價差套利、輔助服務市場擴容等機制，要求儲能系統(tǒng)具備毫秒級響應能力與AI優(yōu)化算法，推動“云邊端協(xié)同架構(gòu)”與“區(qū)塊鏈分布式交易平臺”等新技術(shù)應用。
長期來看，兩地政策共同構(gòu)成了新型電力系統(tǒng)建設的政策拼圖。上海作為超大型城市，其政策更強調(diào)電力負荷中心的消納壓力與市場化價格信號傳導；江西作為新能源資源大省，則更注重通過充分競爭實現(xiàn)成本發(fā)現(xiàn)與消納責任權(quán)重聯(lián)動。這種區(qū)域差異與政策協(xié)同，為儲能行業(yè)提供了多元技術(shù)驗證場景與商業(yè)模式創(chuàng)新空間。
未來，隨著全國統(tǒng)一電力市場建設的推進，儲能將深度融入“多能互補、源網(wǎng)荷儲一體化”體系，通過容量電價機制、綠色金融支持等政策工具實現(xiàn)價值兌現(xiàn)，最終從“政策依賴型”轉(zhuǎn)向“市場主導型”發(fā)展模式。
在此過程中，企業(yè)需重點關注提升技術(shù)迭代能力，特別是在長時儲能、智能協(xié)同控制等前沿領域，同時創(chuàng)新商業(yè)模式以探索“儲能+新能源+靈活負荷”的協(xié)同運營模式，并強化政策響應能力以精準把握各地競價規(guī)則差異與執(zhí)行期限動態(tài)調(diào)整機制。
唯有如此，才能在新能源電價市場化改革的大潮中搶占先機。
