来源：储能严究院

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136号文落地三省：

    竞价机制暗战、电价上限博弈、

    配储红线松动……

    储能盈利机会更多了！

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 文｜王璟 编辑｜杨倩

来源｜储能严究院

为推动新能源全面参与电力市场交易，国家发改委于今年2月发布《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》（即“136号文”）。随后，各地翘首以盼地方政府相关配套政策落地。

据136号文，新能源参与电力市场交易后，引入了机制电价，将建立“多退少补”的差价结算机制，以平滑收益波动、降低投资风险，为市场化改革搭建过渡桥梁。相应的机制电价（即新能源基准电价）、机制电量及执行期限等关键要素由省级能源主管部门制定。

• 机制电价是新能源项目参与电力市场交易的结算参考价，由政府根据成本等因素设定，存量项目延续现行电价政策，不高于当地煤电基准价；增量项目通过竞价确定但不得超上限。差价由电网“多退少补”，纳入系统运行费用。

• 机制电量为纳入该结算方式的上网电量，存量项目只需完成保障性收购电量，增量项目需全额市场化交易。

机制电价和机制电量的改革将鼓励储能与新能源的深度融合，使得储能系统能够更好地参与电力市场交易，成为新能源削峰填谷的压舱石，提高其收益能力。由此，136号文被视为储能迎来发展春天的重大信号。

5月以来，山东、广东、广西三地相继出台细则，在竞价机制和电价安排等方面因地制宜，体现差异化政策导向。作为我国电力改革的前沿地区，三省细则的落地标志着新能源市场化改革迈入新阶段，也为其他省份提供了重要参考。

山东：明确时间表与价格上限

山东省作为全国首个发布136号文配套细则的省份，其政策具有较强的示范意义。

根据山东省发改委发布的《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及相关细则，明确了存量项目和增量项目的电价机制。

该方案提出，到2025年底，风电、太阳能等新能源将全面参与电力市场交易。值得关注的是，山东强调储能配置不再是并网的前置条件，而是通过市场化交易实现灵活配置，这为新能源项目的灵活性和经济性提供了保障。

在电价机制方面，存量项目（即2025年5月31日前投产）全电量进入市场后，其机制电价按照国家规定的上限执行，标准为0.3949元/kWh，相较2024年新能源现货均价0.35元/千瓦时高约12.8%。

增量项目（2025年6月1日起投产）则需通过竞价确定机制电价，且申报充足率不低于125%。最终电价以入选项目中的最高报价为准。

广东：强调可持续发展与分阶段竞价

广东电力交易中心公布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》，该规则聚焦于建立新能源可持续发展的价格结算机制，强调与非水可再生能源消纳责任权重和用户承受能力相衔接，合理制定竞价电量规模。

对于存量项目，目前机制电价尚未明确。而增量项目中，自2025年6月起新投产的部分需重新申请备案证，参与机制电价竞价，明确增量项目的机制电量比例上限为90%。

每年新增纳入机制的电量规模由相关部门提前公布，并计划于2025年中期开展首次竞价交易。其中，海上风电项目机制电价执行期限为14年，其他新能源项目则为12年。

广西：差异化定价与竞价上限控制

广西的实施方案也对存量与增量项目进行了明确区分。存量分布式新能源项目的机制电价为广西燃煤基准价0.4207元/kWh，全部纳入机制电量规模；集中式新能源项目电价为0.324元/kWh，2025年的电量已通过中长期合约保障，不再设置额外机制电量。新增单个项目申请纳入机制电量的比例不超过80%。

增量项目则需每年通过竞价方式形成机制电价，2025年将开展首次竞价交易，参与对象为承诺在当年6月至12月期间投产的项目。竞价时按报价从低到高排序，最终机制电价原则上按入选项目中的最高报价确定，但不得超过0.4207元/kWh的上限。

具体来看，三地均对存量与增量项目分类施策，但在具体电价设定、竞价机制设计上有所不同。

山东明确了存量项目的电价上限，增量项目则通过竞价决定，且设定了申报充足率要求；广东未明确存量电价，增量项目需重新备案并设定不同类型的执行期限；广西则针对不同类型存量项目设定了差异化的固定电价，并对集中式项目采取特殊保障措施。

在竞价机制方面，山东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；广东强调年度竞价电量规模的提前公布，并将于2025年中期进行首次竞价；广西则设置了竞价上限，并规定了按报价从低到高排序的入选机制，确保竞价过程有序可控。

三地细则的出台，标志着新能源上网电价机制逐步走向成熟。通过明确的电量规模调控规则和与消纳责任权重的对接，地方政策在促进新能源与传统能源公平竞争的同时，也有效平衡了行业发展与市场承受力之间的关系。

总体来看，山东、广东、广西的136号文细则在遵循国家统一方向的基础上，结合本地资源禀赋和市场特点，形成了各

具特色的实施路径，但都遵循了

136号文推动电力市场化改革的内在逻辑，即通过实时电价波动，为储能提供了低买高卖的套利机会。

对于存量项目，上述政策提供了相对稳定的价格预期，有助于保护投资者信心；而对于增量项目，则更强调市场在资源配置中的决定性作用。这种机制虽提升了投资决策的复杂性，但也促使企业更加注重项目质量和盈利能力。

此外，山东明确禁止强制配储的做法，减轻了新能源开发企业的负担，但也对储能行业提出了更高要求——只有通过技术创新和服务升级，才能赢得市场的主动选择。

这些政策的落地，将进一步激发新能源/储能发展动能，助力构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

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