年初，國家發改委《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》(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向市場競爭。

據數字儲能網不完全統計，截至9月25日，已有27各省區市就136號文承接細則出臺文件或征求意見，各地結合電力供需格局與產業基礎出臺的實施細則呈現顯著差異，這種分化正深刻重構儲能行業的發展邏輯與競爭格局。

地方細則的核心差異4個維度

各地細則主要差異體現在存量與增量項目的區分、電價機制和執行期限、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日為界區分存量與增量項目。存量項目一般繼續執行原有保障性政策，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當地煤電基準價，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行期大多按全生命周期合理利用小時數或20年執行，體現了各地給予市場長期穩定的政策預期。

對于增量項目電價，大多數省份采用競價機制，價格區間從0.15元/千瓦時至0.45元/千瓦時不等，部分地區如廣東、新疆、湖南、廣西、浙江、遼寧、寧夏、上海、四川、陜西設定了上限。

對于增量項目的執行期限，各地政策多明確在10-14年之間，海上風電普遍更長，蒙東、蒙西則對增量項目不設固定保障期限，完全由市場決定。

對于增量項目的機制電量安排，大部分省區市引入動態調整機制，要根據上年的完成情況確定和調整，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，對儲能提供系統容量服務予以補償。

廣東、山西、河北、北京、陜西、安徽均強調不得將儲能作為新能源項目核準、并網的前置條件，部分省市鼓勵通過租賃配置調節資源。

其中，廣東對2025年6月1日前已并網的新能源存量項目，繼續執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節資源;北京對于對2025年6月1日前簽訂儲能租賃合同(協議)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，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。

儲能行業發展邏輯加速重構

地方細則的差異化落地，正推動儲能行業從 "政策套利" 轉向 "價值創造"，在需求邏輯、盈利模式等方面發生根本性轉變。

從各地細則創新維度看，儲能配置和效率利用將更加精準，也將推動儲能技術的創新迭代。

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%，以最高中標價作為機制電價，這種設計直接壓縮了新能源項目的利潤空間，迫使企業更精準地控制儲能成本。

廣東則采用 "低價優先 + 時間優先" 規則，未設置充足率門檻，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調節，對企業預判儲能配置的經濟性提出了更高要求。

執行期限上，山東對存量項目執行與剩余合理利用小時數掛鉤的過渡電價(0.3949 元 /kWh 含稅)，增量項目執行周期動態調整且不設固定年限，這種短期導向倒逼儲能提升利用效率。

廣東則對增量項目設定剛性期限，海上風電14年、其他項目12年，長期收益保障增強了投資者信心，尤其吸引技術密集型儲能企業布局。

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，其首創的儲能容量交易平臺，使租賃價格經市場化談判可達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、可控" 的 "四可" 標準，將技術合規性作為電價執行前提，未達標項目機制電量自動失效且不予結算。此外，對延遲投產項目實施階梯處罰，間接推動儲能項目提速落地。

從需求邏輯上看，儲能發展從行政指令轉向市場自主決策。

136 號文終結了強制配儲政策，儲能配置成為新能源企業基于收益測算的自主選擇。

政策層面同步推出兩項關鍵舉措，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，配置儲能成為規避損失的關鍵手段。

這種轉變通過市場化手段倒逼新能源企業主動配置儲能，提升電力系統調節能力，而非依賴行政干預。

同時也使得配儲創新呈現 "區域分化" 特征，高電價差省份形成 "短時長高比例" 特征，高限電率省份則側重 "長時儲能保消納"。

一些地方通過配儲模式創新實現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15%+電網側8%"的儲配置模式，將消納率提升至 92%;廣東則在工商業領域探索 "光伏 + 儲能" 模式，有的工業園區年套利收益達120萬元，投資回收期縮至5年。

從應用模式上講，共享儲能成新能源項目規模化降本的主流路徑。

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解，行業預計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，通過集中建設、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”轉向多元化“市場套利”。

隨著現貨市場全覆蓋推進，儲能參與調峰、備用、黑啟動等多元服務的收益占比持續提升。

如河北冀北電網推行“容量電價+ 電量電價”雙軌制，使儲能項目IRR達 9.8%，高于傳統模式4個百分點;山東儲能通過容量交易與調頻服務組合，利用率突破75%;廣東則因現貨電價波動小，高頻次調頻服務成為收益補充，形成 “容量租賃+ 輔助服務”的復合模式。

這一過程中，儲能市場發展分化將進一步加快，市場化程度高的地區(如內蒙古、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市場擴容、虛擬電廠支持、容量補償優化等方式，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，也為技術領先、模式創新的主體開辟了更廣闊的發展空間。隨著跨省市場協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，推動能源轉型進入高質量發展階段。

 

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