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2025年136号文落地,新能源行业迎来市场化定价的“成人礼”:强制配储退出历史舞台,但分时电价波动加剧、限电率攀升的现实,却让储能的“必要性”以另一种形式回归。一边是电价收益的不确定性,一边是消纳压力的显性化,投资者正面临新的博弈——“不强制”不等于“不需要”,储能配置如何从“政策驱动”转向“经济最优”? 本文结合国家政策导向与各省实践,分析储能配置的核心逻辑,仅供参考。
01政策转向:从“强制配储”到“市场驱动”的深层逻辑
一、136号文的核心变革
国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2025〕136号),明确取消新能源项目强制配储要求,但同步推出两项关键举措:
1.分时电价机制全覆盖:全国范围内实施峰谷电价差扩大政策,部分省份峰谷价差突破0.8元/kWh;
2.限电率考核升级:新能源发电企业限电率超过5%的部分,其上网电价按燃煤基准价的80%结算。
政策意图:通过市场化手段倒逼新能源企业主动配置储能,提升电力系统调节能力,而非依赖行政干预。
二、. 电价全面市场化,收益波动成常态
各省在落实136号文时呈现三大趋势:
山东 | 海上风电项目需参与电力现货市场 | 推荐配置10%-15%储能,时长2-4小时 | 峰谷价差0.82元/kWh,独立储能可参与调频辅助服务 |
甘肃 | 河西地区新能源项目按15%、4小时配储 | 强制配储比例下调至10%,但鼓励共享储能 | 限电率达12%,配置储能可避免电价折扣 |
广东 | 虚拟电厂模式试点 | 允许工商业储能通过需求响应获利 | 尖峰电价持续时长增加,储能套利空间扩大 |
关键发现:经济性驱动取代行政指令,储能配置比例与当地电价机制、限电率高度相关。
02
1. 储能配置的核心经济性指标
通过量化分析,储能配置的经济性取决于三大变量:
1)峰谷价差(ΔP):价差越大,储能套利空间越高;
2)限电率(γ):限电率每上升1%,项目收益下降约0.02元/kWh;
3)储能系统成本(C):当前锂电储能系统成本已降至1.2元/Wh,全生命周期度电成本约0.5元/kWh。
✅经济最优模型:
当ΔP × 循环效率 × 年循环次数 > C × (1 + 融资成本) + 限电损失时,配置储能具备经济性。
2. 分省配置策略
✅高电价差省份(如浙江、山东):
配置比例15%-20%,时长2小时。以山东某100MW光伏项目为例,配置20MW/40MWh储能后,年增收超800万元,IRR提升3.2个百分点。
✅高限电率省份(如甘肃、新疆):
配置比例10%-15%,时长4小时。新疆某风电场通过配置15%储能,限电率从18%降至8%,电价折扣损失减少60%。
✅工商业储能场景:
配置比例5%-10%,时长1-2小时。广东某工业园区通过“光伏+储能”模式,峰谷套利年收益达120万元,投资回收期缩短至5年。
03 典型案例:政策与市场的协同效应
案例1:青海“源网荷储”一体化项目
✅背景:青海新能源装机占比超60%,但限电率长期高于10%。
✅配置方案:
电源侧:风电场按15%、4小时配置液流电池储能;
电网侧:共建共享储能电站,容量占新能源装机的8%。
✅成效:
新能源消纳率提升至92%;
储能调用频次达300次/年,度电收益0.65元。
案例2:河北冀北电网“虚拟电厂”模式
✅创新点:
允许储能电站聚合分布式光伏参与电力现货市场;
推行“容量电价+电量电价”双轨制。
✅经济性:储能项目IRR达9.8%,高于传统配储模式4个百分点。
04 储能配置的三大趋势
1.技术路线分化:
✅锂电储能主导电源侧、用户侧;
✅压缩空气、液流电池在电网侧占比将超30%。
2.商业模式创新:
✅共享储能占比预计从2024年的35%提升至2027年的60%;
✅储能+氢能、储能+数据中心等复合场景涌现。
3.政策迭代方向:
✅建立储能容量补偿机制;
✅推动储能参与碳市场交易。
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