27省份出台136号文细则，深刻重构储能行业发展逻辑

宁德储能网：年初，国家发改委《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）以 “全电量入市 + 取消强制配储” 为核心，推动新能源从政策托底转向市场竞争。

据数字储能网不完全统计，截至9月25日，已有27各省区市就136号文承接细则出台文件或征求意见，各地结合电力供需格局与产业基础出台的实施细则呈现显著差异，这种分化正深刻重构储能行业的发展逻辑与竞争格局。

地方细则的核心差异4个维度

各地细则主要差异体现在存量与增量项目的区分、电价机制和执行期限、及对储能政策表述等方面。

对于存量与增量项目划分，各省份多以2025年6月1日为界区分存量与增量项目。存量项目一般继续执行原有保障性政策，增量项目则全面进入市场化交易。

机制电价方面，各省存量项目机制电价均对标当地煤电基准价，但存在较大差异，湖南、广东最高，均达到0.45元/千瓦时，新疆、蒙西、宁夏则低至0.25-0.28元/千瓦时。

存量项目机制电价执行期大多按全生命周期合理利用小时数或20年执行，体现了各地给予市场长期稳定的政策预期。

对于增量项目电价，大多数省份采用竞价机制，价格区间从0.15元/千瓦时至0.45元/千瓦时不等，部分地区如广东、新疆、湖南、广西、浙江、辽宁、宁夏、上海、四川、陕西设定了上限。

对于增量项目的执行期限，各地政策多明确在10-14年之间，海上风电普遍更长，蒙东、蒙西则对增量项目不设固定保障期限，完全由市场决定。

对于增量项目的机制电量安排，大部分省区市引入动态调整机制，要根据上年的完成情况确定和调整，比例方面各地的差异显著，如宁夏仅为10%，辽宁为55%，安徽为85%，海南为75%-80%，贵州最高达到90%。

对于储能政策表述，广东、海南、河北、青海、北京、辽宁、宁夏、甘肃、山西、黑龙江、安徽、陕西、浙江等13地在细则中提及储能，但表述和侧重点不同。

其中，辽宁、甘肃、山西、青海提出建立容量补偿机制，对储能提供系统容量服务予以补偿。

广东、山西、河北、北京、陕西、安徽均强调不得将储能作为新能源项目核准、并网的前置条件，部分省市鼓励通过租赁配置调节资源。

其中，广东对2025年6月1日前已并网的新能源存量项目，继续执行广东省配置储能政策；鼓励通过租赁独立储能容量等方式配置调节资源；北京对于对2025年6月1日前签订储能租赁合同（协议）的新能源场站，以及配建有储能的新能源场站，均将给与一定的机制电量支持。

比如，租赁的储能项目在2025年12月31日前建成并网，可以给与新能源场站36个月机制电量政策支持。

各地政策落地进度也存在差异，福建、河北、广东、宁夏、黑龙江、蒙东、蒙西、上海、新疆、山东、甘肃、云南、湖北等13个省市出台正式文件，广西、海南、辽宁、重庆、贵州、安徽、陕西、浙江等地则处于征求意见、暂行、讨论阶段。

储能行业发展逻辑加速重构

地方细则的差异化落地，正推动储能行业从 “政策套利” 转向 “价值创造”，在需求逻辑、盈利模式等方面发生根本性转变。

从各地细则创新维度看，储能配置和效率利用将更加精准，也将推动储能技术的创新迭代。

以山东、广东两个代表省份为例，竞价机制上，山东主打 “强竞争” 模式，要求增量项目竞价申报充足率不低于 125%，以最高中标价作为机制电价，这种设计直接压缩了新能源项目的利润空间，迫使企业更精准地控制储能成本。

广东则采用 “低价优先 + 时间优先” 规则，未设置充足率门槛，机制电价同样按入选项目最高报价确定，该模式更依赖市场自发调节，对企业预判储能配置的经济性提出了更高要求。

执行期限上，山东对存量项目执行与剩余合理利用小时数挂钩的过渡电价（0.3949 元 /kWh 含税），增量项目执行周期动态调整且不设固定年限，这种短期导向倒逼储能提升利用效率。

广东则对增量项目设定刚性期限，海上风电14年、其他项目12年，长期收益保障增强了投资者信心，尤其吸引技术密集型储能企业布局。

山东彻底取消强制配储，要求储能配置通过市场化交易实现，其首创的储能容量交易平台，使租赁价格经市场化谈判可达400元/kW・年，利用率提升至75% 以上。

广东虽同样取消强制配储，但首提 “可观、可测、可调、可控” 的 “四可” 标准，将技术合规性作为电价执行前提，未达标项目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，间接推动储能项目提速落地。

从需求逻辑上看，储能发展从行政指令转向市场自主决策。

136 号文终结了强制配储政策，储能配置成为新能源企业基于收益测算的自主选择。

政策层面同步推出两项关键举措，分时电价机制全覆盖与限电率考核升级形成双重驱动，峰谷价差扩大使储能套利空间提升，限电率上升使得项目收益下降，配置储能成为规避损失的关键手段。

这种转变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。

同时也使得配储创新呈现 “区域分化” 特征，高电价差省份形成 “短时长高比例” 特征，高限电率省份则侧重 “长时储能保消纳”。

一些地方通过配储模式创新实现了新能源消纳率和储能收益的提升。

如青海因新能源装机占比超 60%且限电率高，有项目通过”电源侧15%+电网侧8%”的储配置模式，将消纳率提升至 92%；广东则在工商业领域探索 “光伏 + 储能” 模式，有的工业园区年套利收益达120万元，投资回收期缩至5年。

从应用模式上讲，共享储能成新能源项目规模化降本的主流路径。

强制配储后，共享储能成为破解新能源项目配置成本压力的最优解，行业预计2027年其占比将从2024年的35%提升至60%。

山东的容量交易机制与河北鼓励租赁的政策形成示范效应，通过集中建设、多方共享的模式，储能电站投资回收期较分散配置缩短2-3年。

在浙江、山东等峰谷价差超0.8元/kWh的省份，共享储能电站通过 “租赁 + 套利” 组合模式实现收益最大化。

从收益模式上看，储能项目收益模型从“政策保障”转向多元化“市场套利”。

随着现货市场全覆盖推进，储能参与调峰、备用、黑启动等多元服务的收益占比持续提升。

如河北冀北电网推行“容量电价+ 电量电价”双轨制，使储能项目IRR达 9.8%，高于传统模式4个百分点；山东储能通过容量交易与调频服务组合，利用率突破75%；广东则因现货电价波动小，高频次调频服务成为收益补充，形成 “容量租赁+ 辅助服务”的复合模式。

这一过程中，储能市场发展分化将进一步加快，市场化程度高的地区（如内蒙古、新疆）逐步取消机制电价，推动新能源全面入市，储能需通过现货市场、容量市场等方式参与竞争。

山东、广东则通过辅助服务市场扩容、虚拟电厂支持、容量补偿优化等方式，为储能提供新的收益渠道。

编后语：新能源电价市场化浪潮淘汰了政策依赖型企业，也为技术领先、模式创新的主体开辟了更广阔的发展空间。随着跨省市场协同与容量电价机制的完善，储能将真正成为新能源市场化消纳的核心支撑，推动能源转型进入高质量发展阶段。

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