中國儲能網(wǎng)訊：近期發(fā)布的《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），成為又一個改變新能源命運的“531”新政。新能源項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場，取消新能源強制配置儲能，雖屬意料之中，但“狼真的來了”，其短期沖擊極大。各省具體實施細則如何，行業(yè)翹首以待。而內(nèi)蒙古能源局適時出臺《關于加快新型儲能建設的通知》，契合136號文關于儲能政策的要求，可作為各省促進新能源、儲能行業(yè)平穩(wěn)發(fā)展的政策范本。
一、136號文要點
1.新能源全面市場化交易來臨。
新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。一方面將新能源政策性強制消納任務交給市場，只需新能源企業(yè)做好自身盈利考量，電網(wǎng)企業(yè)不再肩負消納考核的重任，理論上能釋放更多的接入能力；另一方面，電網(wǎng)規(guī)劃和預警功能降低，純靠市場進行調節(jié)，新能源具有隨機性和波動性，以及低邊際成本效應，新能源的過快增長，現(xiàn)貨市場將成為新能源電價的“屠宰場”；長期基于投資回報的理性思考，有利于新能源行業(yè)進入良性可持續(xù)發(fā)展階段。
2.逐步構建適應新能源的電力市場機制
文件核心內(nèi)容在于建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。在市場外建立差價結算的機制，對機制電價、電量規(guī)模、執(zhí)行期限的原則進行了明確。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。
136號文把現(xiàn)有施行的各類新能源政策以及未來政策預期，統(tǒng)一到可持續(xù)發(fā)展價格結算機制中（核心在機制電價）。機制電價機制即中國版的差價合約，它具有以下特點：1）政策性采購；2）機制電價通過競價形成；3）具有長期性，機制電價執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。
機制電價力圖構建適應新能源的電力市場結構。我國現(xiàn)行的中長期（最長到年度）+現(xiàn)貨市場的電能量市場，對新能源此類高沉沒成本、低邊際成本、調節(jié)能力低、回收周期又長的電源，難以實現(xiàn)價格發(fā)現(xiàn)和成本回收的功能。僅有中長期+現(xiàn)貨市場，投資商無法預判未來收益，亟需長期合約進行部分托底。機制電價提出了基于生命周期平均成本的邊際競價機制，有利于穩(wěn)定收益預期。機制電價的結算方式，不影響對應電量進入現(xiàn)貨市場交易，不會對短期市場價格進行扭曲，又保證了電力市場的完整性。
但允許未納入機制執(zhí)行范圍的已投產(chǎn)項目參與競價，隱含較大的價格下行風險。因為已投產(chǎn)項目和待建項目競價策略不一樣，只要機制電價高于新能源平均交易電價，已投產(chǎn)項目都有參與競價的強烈意愿，機制電價存在較大下行動能。
3.新能源強制配儲成為歷史
不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。徹底終結新能源強制配儲能的不合理政策，一是降低了新能源開發(fā)建設的成本；二是終結了儲能作為新能源路條的“黑歷史”，儲能行業(yè)劣幣驅逐良幣、建而不用（新能源配儲項目平均利用率僅31%）等問題將得到解決，正式走上高質量發(fā)展道路。
“一刀切”配儲方式結束，改為通過市場機制引導儲能建設。儲能項目通過參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場或容量支撐等多元模式實現(xiàn)經(jīng)濟性，倒逼技術升級與商業(yè)模式創(chuàng)新，能不斷促進可靠性高、運行效果好的儲能技術發(fā)展。
二、對未來影響的探討
1.如何實現(xiàn)新能源的有序發(fā)展
在機制電價具體執(zhí)行政策不明確的情況下，新能源投資面臨較大的不確定風險，除在建的大基地外，新能源增量投資可能急降（相關數(shù)據(jù)顯示同期新能源簽約下降66%），帶來新能源行業(yè)硬著陸的風險。
新機制下新能源能否實現(xiàn)有序發(fā)展？在新機制中，納入機制電量規(guī)模的標準較為模糊，文中提到電量規(guī)模與非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況掛鉤，以使該機制成為促進新能源有序發(fā)展的重要手段。長期來看，政策強度（機制電量增減）與國家設定的新能源發(fā)展目標直接相關，又要兼顧“市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平”三個對立而統(tǒng)一的目標，宏觀調控工具增加但影響因素更加復雜。但國家促進新能源發(fā)展的底線目標還在，如國家能源局《2025年能源工作指導意見》提出：新增新能源發(fā)電裝機規(guī)模2億千瓦以上。
2.儲能的短期利空與長期利好
（1）短期利空
取消強制配儲，直接消滅了新能源配置儲能（占儲能總量超過40%）這一重要版圖。而對于獨立儲能，除內(nèi)蒙古等極少數(shù)地區(qū)外，新能源容量租賃收入一般占到各地收益構成的40%甚至更多，取消強制配儲后，這方面收入也沒有存在的邏輯，對獨立儲能發(fā)展也產(chǎn)生消極影響。
（2）長期利好
強制配儲等不合理政策出清，以及帶來的儲能虛假繁榮不再，倒逼有利政策出臺，未來新型儲能收益將在幾個方面進行完善：
1）容量電價機制的完善。類似新能源的機制電價，新型儲能單純依靠現(xiàn)貨市場收益，具有較大的固定資產(chǎn)回收風險?！峨娏ο到y(tǒng)調節(jié)能力優(yōu)化專項行動實施方案（2025—2027 年）》提出：“現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，加快建立市場化容量補償機制，以市場為導向確定容量需求和容量價值，對有效容量合理補償，引導各類資源向系統(tǒng)提供中長期穩(wěn)定容量”。同品同價，以煤電、抽水蓄能等獲得容量電價支持的電源為參考，按照調節(jié)能力出臺新型儲能容量電價，是確保儲能持續(xù)投資的重要收益支撐。配儲取消后隨著新型儲能運行性能的提升，出臺新型儲能容量電價機制更有技術可行性和政策迫切性。
2）促進新型儲能在現(xiàn)貨市場中獲得合理收益。加快現(xiàn)貨市場建設，特別新能源全面入市，現(xiàn)貨市場價格得到真實還原，對儲能的強烈需求將在價格上進行體現(xiàn)，136號文也提出“適當放寬現(xiàn)貨市場限價”，新能源大發(fā)階段低充電電價，新能源小發(fā)階段較高的放電電價，以及階段性缺電帶來頂格稀缺電價，更大的峰谷價差將提升儲能收益。
三、內(nèi)蒙古答卷的重要意義
136號文在新能源、儲能行業(yè)引起軒然大波，對于新項目投資，大家紛紛進入觀望，靜候省級政策出臺。3月12日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《關于加快新型儲能建設的通知》（內(nèi)能源電力字〔2025〕120號）以及2025 年新型儲能專項行動實施項目清單，以解決新能源、儲能這一對蹺蹺板平衡發(fā)展的難題，很好回答了136號文之后儲能發(fā)展問題。
（一）政策背景
內(nèi)蒙古持續(xù)進行創(chuàng)新模式，以整體規(guī)劃引領新型儲能健康發(fā)展。早于2023年11月18日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》，獨立儲能電站除參與現(xiàn)貨市場外，納入示范項目的電網(wǎng)側獨立儲能享受容量補償，按放電量補償上限暫按0.35元/kWh，補償期暫按10年考慮。彼時，仍區(qū)分電網(wǎng)側與電源側儲能，對于電源側獨立儲能電站，通過租賃、出售容量等其他市場化方式獲得收益。同年12月，內(nèi)蒙古能源局發(fā)布《關于組織申報電網(wǎng)側獨立新型儲能電站示范項目的通知》，通過地市/省級評審，確定了總計約3GW/12GW的電網(wǎng)側儲能示范項目。
2024年，內(nèi)蒙古發(fā)布《2024—2025年新型儲能發(fā)展專項行動方案》，在已批復新型儲能項目的基礎上，要求2024年新開工1000萬千瓦新型儲能，其中電網(wǎng)側獨立儲能250萬千瓦；2025年再新開工新型儲能裝機1100萬千瓦，其中電網(wǎng)側獨立儲能450萬千瓦。對于補齊儲能發(fā)展的短板作用重大。
（二）政策意義
內(nèi)能源電力字〔2025〕120號文件在上述工作基礎上，對獨立新型儲能電站定義、規(guī)劃要求、收益模式、補償標準與資金來源進一步進行明確，主要內(nèi)容包括：
（1）統(tǒng)一獨立儲能定位。自治區(qū)能源局規(guī)劃范圍內(nèi)（含獨立儲能示范項目、各專項行動方案）的獨立新型儲能電站，均享有容量補償，不再區(qū)分電網(wǎng)側和電源側，也取消了容量租賃的商業(yè)模式，高度契合136號文儲能政策要求。
（2）率先建立了新型儲能的兩部制（現(xiàn)貨市場+容量補償）運行機制。新型儲能獨立自主參與現(xiàn)貨市場或中長期交易市場，還原了新型儲能在電力電量調節(jié)方面的市場價值；對納入自治區(qū)獨立新型儲能電站規(guī)劃的獨立新型儲能電站享有容量補償（類容量電價機制），體現(xiàn)了儲能電站保障社會供電以及消納綠電的公共屬性。容量補償收益政策，確保了項目的基礎收益，降低了新型儲能投資風險，能為儲能長遠投資保駕護航。
（3）靈活的容量補償標準。建立動態(tài)調節(jié)的容量補償機制，補償標準一年一定，補償標準明確后執(zhí)行時間為10年。2025年6月30日前開工且年底實質性投產(chǎn)的項目補償標準為0.35 元/千瓦時，壓縮空氣儲能、液流電池儲能等建設周期較長的獨立新型儲能電站，可執(zhí)行實質性投產(chǎn)上個年度的補償標準。靈活的容量補償標準，隨著儲能技術成本下降，可實現(xiàn)容量補償標準逐漸退坡，也可與國家可能出臺的儲能容量電價政策做好銜接。
（4）提升有效容量利用率。容量補償按儲能放電量付費，而不是按容量付費，避免了新型儲能享受容量電價之后躺平，防止繼續(xù)出現(xiàn)“建而不用”的問題。在新型儲能技術百花齊放、標準不一、質量參差不齊的階段，按放電量補償，能真實反映儲能的有效容量價值，促進儲能之間的良性競爭，進一步促進運行性能好的儲能技術勝出。
（5）補償資金合理分配與歸集。補償費用以月度為周期在發(fā)電機組 (廠站)間根據(jù)裝機容量分攤。電網(wǎng)企業(yè)按月測算補償資金規(guī)模和各發(fā)電機組(廠 站)的分攤費用，向各發(fā)電廠發(fā)布。補償費用在發(fā)電側按容量分配，而不是按發(fā)電量分配，從度電承擔成本來看，使容量效果較差的電源承擔更高比例（光伏>發(fā)電>煤電），更接近公平性的原則。
內(nèi)能源電力字〔2025〕120號文件的發(fā)布，將新型儲能政策的相關問題進一步明確，提出了適應內(nèi)蒙古新型電力系統(tǒng)發(fā)展階段、電力市場環(huán)境的儲能發(fā)展模式，以切實高效地推動新型儲能發(fā)展目標的實現(xiàn)，也將為全國探索新型儲能成熟商業(yè)模式提供長期的示范意義。
原文如下：
