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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。
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