响应136号文，各省开启储能“竞赛”
发布日期：2025/8/8
2025年，随着国家发改委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号），储能行业正式迎来政策与市场双轮驱动的新阶段。
这份被称为“136号文”的文件，不仅标志着新能源电价从“政策托底”向“市场主导”的转型，更以差异化机制设计，为储能技术的大规模应用铺就了制度基石。半年间，从内蒙古的草原到广东的海岸，从新疆的戈壁到浙江的工坊，各省纷纷出台承接细则，一场围绕储能的产业竞赛悄然展开。
内蒙古：双轨并行，激活北疆储能潜力
作为全国新能源装机占比超50%的能源大省，内蒙古以“蒙东+蒙西”双方案响应136号文。蒙东地区对存量分布式光伏给予100%机制电量保障，煤电基准价0.3035元/千瓦时托底，而增量项目则需通过竞价确定电价，申报限价上限达1.5元/千瓦时。
蒙西则更进一步，对集中式风电、光伏项目按历史发电小时数折算机制电量，如带补贴风电项目享受790小时对应电量保障。这种“存量稳收益、增量强竞争”的模式，既保护了早期高成本项目，又通过现货市场限价倒逼技术升级，2025年蒙西现货市场尖峰电价已突破1.2元/千瓦时，高效项目收益显著。
新疆：低价竞标，规模效应破解消纳困局
面对2025年一季度弃光率仍达30.5%的现状，新疆以“低价换规模”策略破局。存量补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、平价项目0.262元/千瓦时，而增量项目竞价区间下探至0.15元/千瓦时，执行期限统一10年。
这一设计迅速吸引投资，2025年1-7月新疆新增储能装机超1500万千瓦，其中南疆某500MW/2000MWh磷酸铁锂储能电站以0.18元/千瓦时竞价入选，通过规模化摊薄成本，项目内部收益率预计达5.8%。更关键的是，新疆将储能配置与新能源指标脱钩，转而通过“中长期合约+现货模拟”过渡模式，缓解电网消纳压力。
山东：高电价托底，保障与竞争并重
山东依托0.3949元/千瓦时的煤电基准价优势，为存量项目提供过渡期保障。如某2018年投产的陆上风电项目，剩余合理利用小时数1200小时，可继续享受机制电价至2027年。
增量项目则通过125%申报充足率强制淘汰低效产能，2025年首次竞价中，某0.35元/千瓦时报价的光伏项目因充足率达标入选，机制电价取最后一名0.36元/千瓦时，年收益较市场均价高3分/千瓦时。这种“高保障门槛+强竞争筛选”的平衡术，既避免了行政过度干预，又确保了优质项目的投资回报。
广东：长周期保障，海上风电乘势而起
作为海上风电装机占全国50%的省份，广东为增量项目设定14年执行期限（其他项目12年），机制电量比例上限达90%。如某2025年10月投产的海上风电项目，以0.45元/千瓦时机制电价锁定14年收益，预计内部收益率7.2%。
更严格的是，广东首提“四可”标准（可观、可测、可调、可控），要求项目具备AGC调频能力方可纳入机制，倒逼技术升级。2025年广东工商业储能备案项目达295个，其中某蜂巢能源项目采用磷酸铁锂+超级电容混合储能，日储能消纳率86%，成为技术融合的典范。
浙江：工商业储能爆发，中小项目唱主角
2025年7月，浙江完成320个储能项目备案，总投资60.66亿元，其中工商业储能占比92%。如绍兴某用户侧储能项目，利用羽益防水科技公司屋顶建设30MW/70MWh系统，采用“谷时储电、峰时放电”模式，年均放电量2200万千瓦时，节省电费超千万元。
政策层面，浙江对源网侧储能项目给予0.324元/千瓦时机制电价，而工商业项目则通过需求响应补贴，如杭州某数据中心储能项目，每度电补贴0.1元，叠加峰谷价差，投资回收期缩短至5年。
编者按：从内蒙古的现货市场改革到广东的长周期保障，从新疆的低价竞标到浙江的工商业爆发，136号文正以差异化机制设计，推动储能行业从“政策依赖”向“市场驱动”转型。
截至2025年6月，全国新型储能装机规模达9491万千瓦，较2024年底增长29%，浙江、江苏等13省区装机超200万千瓦。这场由政策引发的产业变革，不仅破解了新能源消纳难题，更通过“机制电价+市场交易”的双轨制，为储能技术的大规模应用铺就了盈利路径。未来，随着各省细则的进一步落地，储能行业或将迎来真正的黄金时代。
来源：观储视角Max 作者：三月花
