“136号文”细则对照：2025独立储能“变天”

今年，国家发改委发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（“136号文”）要求新能源全电量入市，并通过机制电价、竞价规则等实现市场化转型。

这也给储能的进一步发展带来了极大的不确定性。目前市面上有两个观点，一是短期内，储能发展速度将大为受限；二是长期来说，储能将走向健康有序。

不久前，山东、广东作为首批出台细则的省份，在竞价机制、执行期限、收益模式等方面做了符合各自省情的“优化”，也逐渐形成了独立储能发展的“重要土壤”。

从两个细则来看，2025独立储能发展风向已经出现了一些新的苗头，共享储能、技术比拼、竞争维度或将出现质变。

山东、广东“136号文”细则对比

从细则内容来看，山东和广东仍有不少差异。

山东强调“充分竞争”，要求增量项目竞价申报充足率不低于125%，并以最高中标价作为机制电价。例如，若某次竞标中入选项目最高报价为0.35元/kWh，则所有中标项目均按此价格执行。这一机制通过供需关系倒逼低价竞争。

广东则采用“低价优先+时间优先”排序规则，最终机制电价按入选项目的最高报价确定，但未设置充足率门槛。例如，A项目报价0.3元、B项目0.32元且均入选，则两者机制电价均为0.32元。这种设计更依赖市场自发调节，但对项目经济性预判能力要求更高。

山东对存量项目执行过渡电价0.3949元/kWh（含税），期限与剩余合理利用小时数挂钩；增量项目动态调整执行周期，未明确固定年限。例如，某光伏项目剩余合理利用小时数为1200小时，其过渡电价仅在此周期内有效，超期后需完全市场化。

广东对存量项目，沿用原有政策；增量项目设定刚性执行期限——海上风电14年、其他项目12年。这一长期保障为投资者提供了稳定预期，但需匹配技术进步，避免未来电价与成本倒挂风险。

广东对增量项目设固定执行期限，山东更侧重动态调整。共同点在于，均采用集中竞价方式，优先低价项目，但山东通过充足率调控竞争强度，广东则通过比例或价格上限限制。

山东取消强制配储，转而要求储能配置需通过市场化交易实现，并强调全容量并网时间节点的管控。例如，分布式光伏需委托具备资质的代理商参与竞价，防止“虚假申报”。

广东首提“四可”标准，即可观、可测、可调、可控，，将技术合规性作为电价执行前提。若项目未达标，机制电量自动失效且不予结算。此外，对延迟投产项目实施阶梯处罚，倒逼企业提升执行效率。

两地政策均遵循136号文“全电量入市+机制电价”框架，通过差价结算平滑收益波动。鼓励储能与新能源协同，通过市场化交易提升灵活性。

山东则强调竞争强度与存量托底，加速行业洗牌。广东细化增量竞价规则，探索绿电与市场化协同。

2025独立储能“变天”

山东、广东136号文细则为独立储能提供差异化政策红利，2025-2026年是规模化落地关键期，后续跨省市场协同、容量电价机制完善及绿电交易深化或将进一步发展，以推动新型电力系统构建。

随着“136号文”取消新能源强制配储政策，独立储能作为市场化转型的核心载体迎来发展机遇。山东、广东作为首批落地细则的省份，可窥见独立储能的“风向”正在转变。

风向一，电力交易多元化下的共享储能加速绽放，或将成为主流。

市场化机制，正在加快驱使储能从单一功能向“调峰+调频+备用+黑启动”多面手转型。

比如针对两地现货市场价差，优化充放电策略，单日套利收益提升。

山东某100MW电站通过精准预测电价波动，年度收益突破1.2亿元，IRR（内部收益率）达12%。广东现货电价波动较小，储能需依赖高频次调频服务弥补收益。

山东的“报量报价”机制与广东的调频服务高溢价，推动储能从“被动配套”转向“主动交易”。

山东首创储能容量交易平台，租赁价格市场化谈判后可达400元/kW·年，利用率提升至75%以上。例如，某200MW共享储能电站通过出租80%容量，年保底收益达6400万元。

广东租赁市场受强制配储政策退出影响，租金从300元/kW·年跌至200元以下，倒逼储能企业转向“容量租赁+辅助服务”复合模式。

在电力交易多元化背景下，山东现货套利或广东调频服务，或者探索虚拟电厂聚合、绿电-碳市场联动等新模式，逐渐成为储能产业新常态。

其中，独立储能电站将自身的功率和容量当作商品，租赁给新能源发电企业或其他有储能配置需求的用户，这一共享储能模式将通过规模化降本，成为独立储能的主流选择。

风向二，安全和收益两座大山，使得2025进入技术裂变期。

一方面，动态竞价机制倒逼储能企业生产出更安全、更具收益可能性的储能产品，才能真正成为新能源入市的“第三条腿”。

另一方面，新能源高渗透率加剧电网波动，储能企业需开发高安全、高可靠的系统方案，才能满足电网紧急调用需求，成为新型电力系统的一部分。

2025年，作为政策裂变期“开端”，企业技术内卷将会达到一个新的高度。136号文后，储能高频调用、安全好用等高要求，使得储能企业就像进了一个全新的“牌桌”，谁将快速获得业主青睐，成为储能企业新的“入场券”。

如果说2025年之前的竞争集中在价格。那么2025年之后的竞争，或将持续突破想象力。

但不容忽视的，安全、经济仍是储能产业的底座。做投资做独立储能或者共享储能的业主来说，储能必须要具备支撑起助力新能源并网的核心能力。

迎峰度夏期间，越来越多新能源全电量入市，如何避免大面积停电事故、保障用电安全，仍是新型电力系统构建的基础。

业主考量储能的维度必将从成本优先到全生命周期考量转变。

2025年，直流侧储能已经率先开启这场技术升级“盛宴”，宁德时代9MWh储能系统之外，国轩高科则推出20MWh储能系统。

2025年之前的“爆火”储能电芯容量竞赛突然转变成了储能系统容量竞赛，也就是储能系统结构变化带来的容量提升。

但对于国内独立储能业主来说，什么样的技术创新能解决安全、收益两大难题，或将“脱颖而出”。

风向三，随着虚拟电厂、碳电协同等新变量加入，储能行业的竞争将更趋多维化。

伴随虚拟电厂时代加快到来，独立储能作为虚拟电厂的核心单元，与光伏、风电、充电桩协同，为独立储能带来了更大想象空间。

虚拟电厂通过聚合分布式储能、可调负荷等资源，要求储能系统具备高响应速度与协同能力。相对之前，储能企业需在AI算法、数字孪生等关键技术加快突破，才能进一步优化充放电策略与负荷预测精度。

绿电消纳与碳交易要求储能与新能源深度耦合。未来，储能还需与氢能、氨能等长时储能技术加快耦合，构建零碳园区综合能源系统，才能提升碳资产收益。

虚拟电厂使储能收益从单一峰谷价差拓展至电力现货市场套利、辅助服务补偿及容量租赁等进化。而随着全国碳市场扩容，储能企业还可开发碳足迹追踪系统，进一步通过绿证交易、碳配额置换等工具提升收益。

在此背景下，虚拟电厂需协调电网、用户、设备商等多方利益。储能企业需与充电桩运营商、分布式光伏开发商等建立战略联盟，构建“源网荷储”一体化生态。未来，储能企业还需参与跨区域电力市场规则设计，推动交易结算、基线测算等标准统一。

这对储能企业的考验能力也上了新的“台阶”。

2025年之后，储能行业竞争已从“硬件性能比拼”升级为技术融合能力、商业模式设计、生态协同深度、政策响应速度的综合较量。

山东与广东的差异化政策，实质是电力市场化改革的“双城实验”。山东通过充分竞争降低社会用能成本，广东则以长期稳定保障吸引技术密集型投资。

接下来，各省细则还将陆续出台，但上述三大风向已经基本确定。如何“蝶变”，或将是关乎越来越多储能企业的生死命题。