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沪赣新能源竞价新政落地 储能市场化路径再提速

2025-10-13 13:17
发布者:老余懂能源
来源:老余懂能源
标签:新型储能
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近日,上海市与江西省相继发布新能源增量项目机制电价竞价公告,两地政策在时间节点、项目类型、竞价规则、执行期限等方面既体现共性又呈现差异化特征,对储能行业的技术路线选择、商业模式创新及市场格局演变产生重要影响。

从时间安排看,上海与江西均以2025年6月1日为增量项目并网起点,但具体操作节奏存在显著差异。上海将资料提交阶段设定为10月10日至10月22日,审核结果公示在11月12日至18日,整体周期跨度近40天;江西则压缩至10月10日至15日提交材料,10月23日完成复审,10月28日出清并公示结果,全流程仅19天。

沪赣高铁最新消息__沪赣金融与经济发展论坛

这种时间压缩倒逼企业提升申报效率,尤其对分布式光伏项目而言,江西允许通过聚合商统一申报,而上海要求分布式电源聚合商需签署委托代理协议,凸显两地在项目聚合管理上的不同思路。值得注意的是,两地均明确未投产项目需提交履约保函——上海要求集中式项目邮寄至浦东新区指定地址,分布式项目提交至供电公司营业厅;江西则按项目装机容量乘以竞价上限乘以8%计算保函金额,且不低于6000元,这种风险防控机制既保障了政策执行刚性,又为未投产项目设置了市场化准入门槛。

在项目类型界定上,两地均涵盖集中式光伏、风电、分布式光伏、分散式风电及生物质发电,但均排除深远海风电等成本差异较大项目及已通过竞争性配置的特殊项目。上海特别强调“全容量投产”标准,要求集中式项目以电力业务许可证登记时间为准,分布式项目以电网营销系统最后一批次并网时间为准。

江西则细化到分期并网项目的独立计量与控制要求,明确同一场站分期参与交易需具备独立预测功能。这种对项目全生命周期管理的精细化要求,直接影响到储能配套的技术标准——例如,江西要求聚合商代理的分布式项目投产时间间隔不超过1年,这意味着储能系统需适配不同并网时序的电源特性,对能量管理系统的实时响应能力提出更高要求。

竞价机制设计方面,两地均采用“申报-审核-出清-公示”标准化流程,但价格形成逻辑各有侧重。上海设定竞价上限参考燃煤基准价或项目合理收益率,下限基于先进电站造价水平折算度电成本,必要时可参考EPC市场报价;江西则采用边际出清方式,取最后一个入选项目报价作为机制电价,当边际项目入选电量低于申报电量30%时取消结果,转而采用前序项目报价。

_沪赣金融与经济发展论坛_沪赣高铁最新消息

这种差异化的出清规则,实质上反映了两地新能源发电成本的区域特性。上海作为电力负荷中心,其燃煤基准价包含环境成本溢价,而江西作为新能源资源大省,更强调通过充分竞争实现价格发现。

对储能行业而言,这种价格信号直接影响技术路线选择:在价格上限约束下,上海更可能催生高效率、长寿命的锂电储能系统;而在边际出清机制下,江西可能更利于发展具备快速响应能力的短时储能技术。

执行期限设定均以同类型项目回收初始投资为基准,一般不超过12年,但具体操作存在细节差异。上海要求具体执行期限以每次公告为准,而江西明确机制电量规模与消纳责任权重完成情况挂钩——当年超额完成则次年缩减机制电量,未完成则扩大。

这种动态调整机制,实质上构建了新能源发电与储能需求的联动反馈。当新能源发电量超过消纳责任权重时,储能需求可能因机制电量缩减而降低;反之则可能刺激储能配置需求。对储能企业而言,这种不确定性要求其具备更灵活的产能调整能力与更精准的市场预判模型。

从对储能行业的影响看,两地政策共同释放了“市场化驱动替代政策强制”的明确信号。根据国家发改委136号文,2025年6月1日起新能源项目不再享受固定电价,而是通过竞价形成机制电价,且不得强制配储。

政策取消后短期可能引发技术路线调整,部分企业可能转向开发1-2小时短时储能系统以适应临时调峰需求,而长时储能技术如液流电池、压缩空气储能则可能因应新能源出力波动性需求加速研发,目标将度电成本降至0.2元/kWh以下。

在商业模式创新层面,政策推动储能从“被动配储”转向“主动服务”。上海允许自然人分布式光伏通过聚合商参与竞价,江西则明确聚合商可代理不同年度场次竞价,这种“聚合+竞价”模式为储能参与电力市场开辟了新路径。

技术迭代方面,政策倒逼储能技术向智能化、长时化、低成本化方向演进。上海要求竞价项目采用先进电站造价水平作为下限基准,推动企业采用更高效的电池材料与制造工艺;江西通过边际出清机制筛选出成本最优项目,加速低效产能出清。同时,电力现货市场价差套利、辅助服务市场扩容等机制,要求储能系统具备毫秒级响应能力与AI优化算法,推动“云边端协同架构”与“区块链分布式交易平台”等新技术应用。

沪赣金融与经济发展论坛__沪赣高铁最新消息

长期来看,两地政策共同构成了新型电力系统建设的政策拼图。上海作为超大型城市,其政策更强调电力负荷中心的消纳压力与市场化价格信号传导;江西作为新能源资源大省,则更注重通过充分竞争实现成本发现与消纳责任权重联动。这种区域差异与政策协同,为储能行业提供了多元技术验证场景与商业模式创新空间。

未来,随着全国统一电力市场建设的推进,储能将深度融入“多能互补、源网荷储一体化”体系,通过容量电价机制、绿色金融支持等政策工具实现价值兑现,最终从“政策依赖型”转向“市场主导型”发展模式。

在此过程中,企业需重点关注提升技术迭代能力,特别是在长时储能、智能协同控制等前沿领域,同时创新商业模式以探索“储能+新能源+灵活负荷”的协同运营模式,并强化政策响应能力以精准把握各地竞价规则差异与执行期限动态调整机制。

唯有如此,才能在新能源电价市场化改革的大潮中抢占先机。

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