各省差异化分析！136号文之后新能源项目如何配置储能才是经济最优

2025年136号文落地，新能源行业迎来市场化定价的“成人礼”：强制配储退出历史舞台，但分时电价波动加剧、限电率攀升的现实，却让储能的“必要性”以另一种形式回归。一边是电价收益的不确定性，一边是消纳压力的显性化，投资者正面临新的博弈——“不强制”不等于“不需要”，储能配置如何从“政策驱动”转向“经济最优”？ 本文结合国家政策导向与各省实践，分析储能配置的核心逻辑，仅供参考。

01政策转向：从“强制配储”到“市场驱动”的深层逻辑

一、136号文的核心变革

国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2025〕136号），明确取消新能源项目强制配储要求，但同步推出两项关键举措：

1.分时电价机制全覆盖：全国范围内实施峰谷电价差扩大政策，部分省份峰谷价差突破0.8元/kWh；

2.限电率考核升级：新能源发电企业限电率超过5%的部分，其上网电价按燃煤基准价的80%结算。

政策意图：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。

二、. 电价全面市场化，收益波动成常态

各省在落实136号文时呈现三大趋势：

山东

海上风电项目需参与电力现货市场

推荐配置10%-15%储能，时长2-4小时

峰谷价差0.82元/kWh，独立储能可参与调频辅助服务

甘肃

河西地区新能源项目按15%、4小时配储

强制配储比例下调至10%，但鼓励共享储能

限电率达12%，配置储能可避免电价折扣

广东

虚拟电厂模式试点

允许工商业储能通过需求响应获利

尖峰电价持续时长增加，储能套利空间扩大

关键发现：经济性驱动取代行政指令，储能配置比例与当地电价机制、限电率高度相关。

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1. 储能配置的核心经济性指标

通过量化分析，储能配置的经济性取决于三大变量：

1）峰谷价差（ΔP）：价差越大，储能套利空间越高；

2）限电率（γ）：限电率每上升1%，项目收益下降约0.02元/kWh；

3）储能系统成本（C）：当前锂电储能系统成本已降至1.2元/Wh，全生命周期度电成本约0.5元/kWh。

经济最优模型：

当ΔP × 循环效率 × 年循环次数 > C × (1 + 融资成本) + 限电损失时，配置储能具备经济性。

2. 分省配置策略

高电价差省份（如浙江、山东）：

配置比例15%-20%，时长2小时。以山东某100MW光伏项目为例，配置20MW/40MWh储能后，年增收超800万元，IRR提升3.2个百分点。

高限电率省份（如甘肃、新疆）：

配置比例10%-15%，时长4小时。新疆某风电场通过配置15%储能，限电率从18%降至8%，电价折扣损失减少60%。

工商业储能场景：

配置比例5%-10%，时长1-2小时。广东某工业园区通过“光伏+储能”模式，峰谷套利年收益达120万元，投资回收期缩短至5年。

03 典型案例：政策与市场的协同效应

案例1：青海“源网荷储”一体化项目

背景：青海新能源装机占比超60%，但限电率长期高于10%。

配置方案：

电源侧：风电场按15%、4小时配置液流电池储能；

电网侧：共建共享储能电站，容量占新能源装机的8%。

成效：

新能源消纳率提升至92%；

储能调用频次达300次/年，度电收益0.65元。

案例2：河北冀北电网“虚拟电厂”模式

创新点：

允许储能电站聚合分布式光伏参与电力现货市场；

推行“容量电价+电量电价”双轨制。

经济性：储能项目IRR达9.8%，高于传统配储模式4个百分点。

04 储能配置的三大趋势

1.技术路线分化：

锂电储能主导电源侧、用户侧；

压缩空气、液流电池在电网侧占比将超30%。

2.商业模式创新：

共享储能占比预计从2024年的35%提升至2027年的60%；

储能+氢能、储能+数据中心等复合场景涌现。

3.政策迭代方向：

建立储能容量补偿机制；

推动储能参与碳市场交易。