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136號文落地三省：

競價機制暗戰、電價上限博弈、

配儲紅線松動……

儲能盈利機會更多了！

?圖源｜鹽圖庫

文｜王璟 編輯｜楊倩

來源｜儲能嚴究院

為推動新能源全面參與電力市場交易，國家發改委于今年2月發布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（即“136號文”）。隨后，各地翹首以盼地方政府相關配套政策落地。

據136號文，新能源參與電力市場交易后，引入了機制電價，將建立“多退少補”的差價結算機制，以平滑收益波動、降低投資風險，為市場化改革搭建過渡橋梁。相應的機制電價（即新能源基準電價）、機制電量及執行期限等關鍵要素由省級能源主管部門制定。

• 機制電價是新能源項目參與電力市場交易的結算參考價，由政府根據成本等因素設定，存量項目延續現行電價政策，

  不高于當地煤電基準價；

  增量項目通過競價確定但不得超上限。差價由電網“多退少補”，納入系統運行費用。

• 機制電量為納入該結算方式的上網電量，存量項目只需完成保障性收購電量，增量項目需全額市場化交易。

機制電價和機制電量的改革將鼓勵儲能與新能源的深度融合，使得儲能系統能夠更好地參與電力市場交易，成為新能源削峰填谷的壓艙石，提高其收益能力。由此，136號文被視為儲能迎來發展春天的重大信號。

5月以來，山東、廣東、廣西三地相繼出臺細則，在競價機制和電價安排等方面因地制宜，體現差異化政策導向。作為我國電力改革的前沿地區，三省細則的落地標志著新能源市場化改革邁入新階段，也為其他省份提供了重要參考。

山東：明確時間表與價格上限

山東省作為全國首個發布136號文配套細則的省份，其政策具有較強的示范意義。

根據山東省發改委發布的《山東省新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》及相關細則，明確了存量項目和增量項目的電價機制。

該方案提出，到2025年底，風電、太陽能等新能源將全面參與電力市場交易。值得關注的是，山東強調儲能配置不再是并網的前置條件，而是通過市場化交易實現靈活配置，這為新能源項目的靈活性和經濟性提供了保障。

在電價機制方面，存量項目（即2025年5月31日前投產）全電量進入市場后，其機制電價按照國家規定的上限執行，標準為0.3949元/kWh，相較2024年新能源現貨均價0.35元/千瓦時高約12.8%。

增量項目（2025年6月1日起投產）則需通過競價確定機制電價，且申報充足率不低于125%。最終電價以入選項目中的最高報價為準。

廣東：強調可持續發展與分階段競價

廣東電力交易中心公布《廣東新能源增量項目可持續發展價格結算機制競價規則（征求意見稿）》，該規則聚焦于建立新能源可持續發展的價格結算機制，強調與非水可再生能源消納責任權重和用戶承受能力相銜接，合理制定競價電量規模。

對于存量項目，目前機制電價尚未明確。而增量項目中，自2025年6月起新投產的部分需重新申請備案證，參與機制電價競價，明確增量項目的機制電量比例上限為90%。

每年新增納入機制的電量規模由相關部門提前公布，并計劃于2025年中期開展首次競價交易。其中，海上風電項目機制電價執行期限為14年，其他新能源項目則為12年。

廣西：差異化定價與競價上限控制

廣西的實施方案也對存量與增量項目進行了明確區分。存量分布式新能源項目的機制電價為廣西燃煤基準價0.4207元/kWh，全部納入機制電量規模；集中式新能源項目電價為0.324元/kWh，2025年的電量已通過中長期合約保障，不再設置額外機制電量。新增單個項目申請納入機制電量的比例不超過80%。

增量項目則需每年通過競價方式形成機制電價，2025年將開展首次競價交易，參與對象為承諾在當年6月至12月期間投產的項目。競價時按報價從低到高排序，最終機制電價原則上按入選項目中的最高報價確定，但不得超過0.4207元/kWh的上限。

具體來看，三地均對存量與增量項目分類施策，但在具體電價設定、競價機制設計上有所不同。

山東明確了存量項目的電價上限，增量項目則通過競價決定，且設定了申報充足率要求；廣東未明確存量電價，增量項目需重新備案并設定不同類型的執行期限；廣西則針對不同類型存量項目設定了差異化的固定電價，并對集中式項目采取特殊保障措施。

在競價機制方面，山東要求增量項目競價申報充足率不低于125%，并以最高中標價作為機制電價；廣東強調年度競價電量規模的提前公布，并將于2025年中期進行首次競價；廣西則設置了競價上限，并規定了按報價從低到高排序的入選機制，確保競價過程有序可控。

三地細則的出臺，標志著新能源上網電價機制逐步走向成熟。通過明確的電量規模調控規則和與消納責任權重的對接，地方政策在促進新能源與傳統能源公平競爭的同時，也有效平衡了行業發展與市場承受力之間的關系。

總體來看，山東、廣東、廣西的136號文細則在遵循國家統一方向的基礎上，結合本地資源稟賦和市場特點，形成了各 具特色的實施路徑，但都遵循了 136號文推動電力市場化改革的內在邏輯，即通過實時電價波動，為儲能提供了低買高賣的套利機會。

對于存量項目，上述政策提供了相對穩定的價格預期，有助于保護投資者信心；而對于增量項目，則更強調市場在資源配置中的決定性作用。這種機制雖提升了投資決策的復雜性，但也促使企業更加注重項目質量和盈利能力。

此外，山東明確禁止強制配儲的做法，減輕了新能源開發企業的負擔，但也對儲能行業提出了更高要求——只有通過技術創新和服務升級，才能贏得市場的主動選擇。

這些政策的落地，將進一步激發新能源/儲能發展動能，助力構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。

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