中国储能网讯：近期发布的《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》（发改价格〔2025〕136号），成为又一个改变新能源命运的“531”新政。新能源项目上网电量全部进入电力市场，取消新能源强制配置储能，虽属意料之中，但“狼真的来了”，其短期冲击极大。各省具体实施细则如何，行业翘首以待。而内蒙古能源局适时出台《关于加快新型储能建设的通知》，契合136号文关于储能政策的要求，可作为各省促进新能源、储能行业平稳发展的政策范本。

一、136号文要点

1.新能源全面市场化交易来临。

新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。一方面将新能源政策性强制消纳任务交给市场，只需新能源企业做好自身盈利考量，电网企业不再肩负消纳考核的重任，理论上能释放更多的接入能力；另一方面，电网规划和预警功能降低，纯靠市场进行调节，新能源具有随机性和波动性，以及低边际成本效应，新能源的过快增长，现货市场将成为新能源电价的“屠宰场”；长期基于投资回报的理性思考，有利于新能源行业进入良性可持续发展阶段。

2.逐步构建适应新能源的电力市场机制

文件核心内容在于建立新能源可持续发展价格结算机制。在市场外建立差价结算的机制，对机制电价、电量规模、执行期限的原则进行了明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

136号文把现有施行的各类新能源政策以及未来政策预期，统一到可持续发展价格结算机制中（核心在机制电价）。机制电价机制即中国版的差价合约，它具有以下特点：1）政策性采购；2）机制电价通过竞价形成；3）具有长期性，机制电价执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

机制电价力图构建适应新能源的电力市场结构。我国现行的中长期（最长到年度）+现货市场的电能量市场，对新能源此类高沉没成本、低边际成本、调节能力低、回收周期又长的电源，难以实现价格发现和成本回收的功能。仅有中长期+现货市场，投资商无法预判未来收益，亟需长期合约进行部分托底。机制电价提出了基于生命周期平均成本的边际竞价机制，有利于稳定收益预期。机制电价的结算方式，不影响对应电量进入现货市场交易，不会对短期市场价格进行扭曲，又保证了电力市场的完整性。

但允许未纳入机制执行范围的已投产项目参与竞价，隐含较大的价格下行风险。因为已投产项目和待建项目竞价策略不一样，只要机制电价高于新能源平均交易电价，已投产项目都有参与竞价的强烈意愿，机制电价存在较大下行动能。

3.新能源强制配储成为历史

不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。彻底终结新能源强制配储能的不合理政策，一是降低了新能源开发建设的成本；二是终结了储能作为新能源路条的“黑历史”，储能行业劣币驱逐良币、建而不用（新能源配储项目平均利用率仅31%）等问题将得到解决，正式走上高质量发展道路。

“一刀切”配储方式结束，改为通过市场机制引导储能建设。储能项目通过参与电力现货市场、辅助服务市场或容量支撑等多元模式实现经济性，倒逼技术升级与商业模式创新，能不断促进可靠性高、运行效果好的储能技术发展。

二、对未来影响的探讨

1.如何实现新能源的有序发展

在机制电价具体执行政策不明确的情况下，新能源投资面临较大的不确定风险，除在建的大基地外，新能源增量投资可能急降（相关数据显示同期新能源签约下降66%），带来新能源行业硬着陆的风险。

新机制下新能源能否实现有序发展？在新机制中，纳入机制电量规模的标准较为模糊，文中提到电量规模与非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况挂钩，以使该机制成为促进新能源有序发展的重要手段。长期来看，政策强度（机制电量增减）与国家设定的新能源发展目标直接相关，又要兼顾“市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平”三个对立而统一的目标，宏观调控工具增加但影响因素更加复杂。但国家促进新能源发展的底线目标还在，如国家能源局《2025年能源工作指导意见》提出：新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上。

2.储能的短期利空与长期利好

（1）短期利空

取消强制配储，直接消灭了新能源配置储能（占储能总量超过40%）这一重要版图。而对于独立储能，除内蒙古等极少数地区外，新能源容量租赁收入一般占到各地收益构成的40%甚至更多，取消强制配储后，这方面收入也没有存在的逻辑，对独立储能发展也产生消极影响。

（2）长期利好

强制配储等不合理政策出清，以及带来的储能虚假繁荣不再，倒逼有利政策出台，未来新型储能收益将在几个方面进行完善：

1）容量电价机制的完善。类似新能源的机制电价，新型储能单纯依靠现货市场收益，具有较大的固定资产回收风险。《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027 年）》提出：“现货市场连续运行地区，加快建立市场化容量补偿机制，以市场为导向确定容量需求和容量价值，对有效容量合理补偿，引导各类资源向系统提供中长期稳定容量”。同品同价，以煤电、抽水蓄能等获得容量电价支持的电源为参考，按照调节能力出台新型储能容量电价，是确保储能持续投资的重要收益支撑。配储取消后随着新型储能运行性能的提升，出台新型储能容量电价机制更有技术可行性和政策迫切性。

2）促进新型储能在现货市场中获得合理收益。加快现货市场建设，特别新能源全面入市，现货市场价格得到真实还原，对储能的强烈需求将在价格上进行体现，136号文也提出“适当放宽现货市场限价”，新能源大发阶段低充电电价，新能源小发阶段较高的放电电价，以及阶段性缺电带来顶格稀缺电价，更大的峰谷价差将提升储能收益。

三、内蒙古答卷的重要意义

136号文在新能源、储能行业引起轩然大波，对于新项目投资，大家纷纷进入观望，静候省级政策出台。3月12日，内蒙古自治区能源局发布《关于加快新型储能建设的通知》（内能源电力字〔2025〕120号）以及2025 年新型储能专项行动实施项目清单，以解决新能源、储能这一对跷跷板平衡发展的难题，很好回答了136号文之后储能发展问题。

（一）政策背景

内蒙古持续进行创新模式，以整体规划引领新型储能健康发展。早于2023年11月18日，内蒙古自治区能源局发布《独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》，独立储能电站除参与现货市场外，纳入示范项目的电网侧独立储能享受容量补偿，按放电量补偿上限暂按0.35元/kWh，补偿期暂按10年考虑。彼时，仍区分电网侧与电源侧储能，对于电源侧独立储能电站，通过租赁、出售容量等其他市场化方式获得收益。同年12月，内蒙古能源局发布《关于组织申报电网侧独立新型储能电站示范项目的通知》，通过地市/省级评审，确定了总计约3GW/12GW的电网侧储能示范项目。

2024年，内蒙古发布《2024—2025年新型储能发展专项行动方案》，在已批复新型储能项目的基础上，要求2024年新开工1000万千瓦新型储能，其中电网侧独立储能250万千瓦；2025年再新开工新型储能装机1100万千瓦，其中电网侧独立储能450万千瓦。对于补齐储能发展的短板作用重大。

（二）政策意义

内能源电力字〔2025〕120号文件在上述工作基础上，对独立新型储能电站定义、规划要求、收益模式、补偿标准与资金来源进一步进行明确，主要内容包括：

（1）统一独立储能定位。自治区能源局规划范围内（含独立储能示范项目、各专项行动方案）的独立新型储能电站，均享有容量补偿，不再区分电网侧和电源侧，也取消了容量租赁的商业模式，高度契合136号文储能政策要求。

（2）率先建立了新型储能的两部制（现货市场+容量补偿）运行机制。新型储能独立自主参与现货市场或中长期交易市场，还原了新型储能在电力电量调节方面的市场价值；对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站享有容量补偿（类容量电价机制），体现了储能电站保障社会供电以及消纳绿电的公共属性。容量补偿收益政策，确保了项目的基础收益，降低了新型储能投资风险，能为储能长远投资保驾护航。

（3）灵活的容量补偿标准。建立动态调节的容量补偿机制，补偿标准一年一定，补偿标准明确后执行时间为10年。2025年6月30日前开工且年底实质性投产的项目补偿标准为0.35 元/千瓦时，压缩空气储能、液流电池储能等建设周期较长的独立新型储能电站，可执行实质性投产上个年度的补偿标准。灵活的容量补偿标准，随着储能技术成本下降，可实现容量补偿标准逐渐退坡，也可与国家可能出台的储能容量电价政策做好衔接。

（4）提升有效容量利用率。容量补偿按储能放电量付费，而不是按容量付费，避免了新型储能享受容量电价之后躺平，防止继续出现“建而不用”的问题。在新型储能技术百花齐放、标准不一、质量参差不齐的阶段，按放电量补偿，能真实反映储能的有效容量价值，促进储能之间的良性竞争，进一步促进运行性能好的储能技术胜出。

（5）补偿资金合理分配与归集。补偿费用以月度为周期在发电机组 (厂站)间根据装机容量分摊。电网企业按月测算补偿资金规模和各发电机组(厂 站)的分摊费用，向各发电厂发布。补偿费用在发电侧按容量分配，而不是按发电量分配，从度电承担成本来看，使容量效果较差的电源承担更高比例（光伏>发电>煤电），更接近公平性的原则。

内能源电力字〔2025〕120号文件的发布，将新型储能政策的相关问题进一步明确，提出了适应内蒙古新型电力系统发展阶段、电力市场环境的储能发展模式，以切实高效地推动新型储能发展目标的实现，也将为全国探索新型储能成熟商业模式提供长期的示范意义。

原文如下：