陕西136号文，配储非强制，电价优惠达至0.18元/度解析

陕西最新发布的“136号文”强调，配储并非强制要求，同时推出电价优惠政策，最低电价可达0.18元/度，这一政策旨在促进能源储存和使用的灵活性，降低企业用电成本，推动地方经济的可持续发展。

中国储能网讯：

9月3日，陕西省发改委一纸公告点燃新能源市场——《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》的发布，不仅标志着陕西新能源全面入市的改革大幕正式拉开，更以“配储非前置条件”“增量项目竞价定电价”“现货市场限价动态调整”三大核心举措，为储能行业撕开了一条从政策依赖向市场驱动转型的突围之路。

《征求意见稿》明确提出“各地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”，这一条款如同一把利刃，斩断了储能与新能源项目的强制捆绑关系。陕西此次政策转向，本质是将储能从“政策工具”还原为“市场主体”——企业可根据自身资源禀赋、电价波动规律及市场需求，自主决策是否配置储能、配置何种类型储能，真正实现“按需储能”。

以榆林地区为例，当地煤电基准价与新能源发电成本存在显著价差，若企业通过市场化交易获得低价电，再结合储能的“削峰填谷”功能，其收益空间可能远超强制配储模式下的固定收益。这种“用脚投票”的市场选择机制，将倒逼储能技术向高效率、低成本方向迭代，推动储能行业从“规模扩张”转向“质量优先”。

《征求意见稿》为增量新能源项目设计了“机制电量竞价”规则：机制电量总规模按2025年6月1日至2026年12月31日期间投产项目预计上网电量的50%确定，机制电价及单个项目电量规模通过市场化竞价形成，竞价下限为0.18元/千瓦时，上限为煤电基准价0.3545元/千瓦时。这一规则为储能行业开辟了新的收益渠道，也埋下了风险伏笔。

对于储能企业而言，参与竞价意味着可与新能源发电方形成“收益共享、风险共担”的利益共同体。但竞价机制的本质是“价低者得”，若储能企业为获取电量规模过度压低报价，可能陷入“低价中标、微利运营”的困境，甚至引发行业“价格战”。

《征求意见稿》将陕西现货市场申报价格上限、下限调整为1元/千瓦时、0元/千瓦时，这一“天价上限”与“地板下限”的组合，为储能套利提供了前所未有的想象空间。在午间光伏大发时段，新能源发电量可能远超本地消纳能力，导致现货市场价格逼近0元下限；而在晚间用电高峰期，若新能源出力不足，现货价格可能飙升至1元上限。储能企业可通过“低价充电、高价放电”实现单日数倍收益，其投资回报周期可能缩短至3-5年。

但高收益往往伴随高风险。现货市场价格波动受供需关系、天气变化、政策调整等多重因素影响，若储能企业误判价格走势，可能面临“高价充电、低价放电”的亏损局面。此外，陕西明确“机制电量不再开展其他形式的差价结算”，意味着储能企业无法通过“保底电价”对冲市场风险，其收益完全取决于对现货价格的精准预判与操作能力。

《征求意见稿》规定“纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”，这一条款看似限制了储能的收益来源，实则为储能绿色价值的独立定价铺平了道路。过去，储能因无法直接参与绿证交易，其减少碳排放、促进新能源消纳的绿色价值常被“隐含”在新能源发电方的电价中，导致储能企业难以获得与绿色贡献相匹配的收益。

陕西此次政策调整，暗示未来可能建立独立的储能绿证交易机制。例如，储能企业可通过提供“新能源消纳证明”或“碳排放减少证书”，直接向用户或电力市场出售绿色价值，形成“电价收益+绿证收益”的双重收入模式。这种“绿色价值显性化”的趋势，将吸引更多社会资本投入储能领域。

陕西《征求意见稿》的出台，标志着储能行业正式告别“政策庇护期”。配储强制令的解除、竞价机制的引入、现货市场限价的调整、绿证与电价的分离，每一项政策都在重塑储能行业的生存法则——企业需在市场风险与收益、技术效率与成本、绿色价值与电价之间寻找平衡点。

这场变革或许会带来短期阵痛，但唯有经历市场洗礼的储能行业，才能真正成长为支撑新型电力系统建设的“中流砥柱”。

具体原文如下：

一审：刘亚珍

二审：裴丽娟

三审：潘 望