继《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》（以下简称“136号文”）发布后，山东省适时推出落地文件《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，相继出台一系列配套文件《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》（以下简称“396号文”）、《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》（以下简称“278号文”）、《山东电力市场规则（试行）》(征求意见稿）（以下简称“征求意见稿”）。
新能源全电量推向市场，机制电量逐年退坡，这会给市场带来怎样的影响，又将如何影响储能的发展呢？
当前山东省新型储能装机规模已达960万千瓦，以电网侧电化学储能为主，占比约80%。
电网侧独立储能作为独立的市场主体，在当前及以往的商业模式中，主要通过低价充电、高价放电实现现货峰谷价差套利，获得市场化容量补偿收入，以及作为新能源场站并网的“路条”获得容量租赁收入，三部分收入分别占比约33%、17%、50%。
电源侧配建储能理论上可以自调度，利用新能源弃电充电，选择高价时段放电。然而实际使用过程中，由于配储需要随时等候调度指令，AGC指令不易分解等原因，配储经常无法消纳所属新能源场站的弃电，同时部分新能源场站因接线问题站用电需缴纳过网费，充电成本拉高，在新能源10%入市的时代面临充放电收入倒挂、利用率低的困境。
用户侧储能的规模较小，主要是工商业用户配置，通过低价时储电、高价时供能降低用户用能成本。电网代购电用户加装配储具备一定经济性，但是山东省用电量较大的工商业用户一般选择售电公司代理购电，售电公司套餐价格的峰谷价差不足以覆盖储能投资成本，因此用户侧储能当前商业模式不成熟。
笔者认为，新能源全电量入市的政策，将会给储能带来以下四点影响：
一、不强制配储，倒逼储能独立行走
136号文明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、开工、并网、上网等的前置条件。山东省在278号文中明确了“存量新能源场站继续实施容量租赁”，这一新老划断的政策体现了136号文“区分存量和增量”“政策统筹协调的原则”。
山东省第二、三批存量独立储能项目的租赁收入占比接近50%，如果增量项目丧失这部分收入，在其他收入政策不变的情况下，以储能系统成本0.9元/Wh测算,收益率将降低至3%~4%，电网侧独立储能发展趋缓，需要向电源侧和用户侧储能转型。反观新能源场站，如不改变发电特性，陆风收益率可能降低至6%以下，光伏收益率降低至4%以下（均考虑非技术成本）；而配储后如能实现自调度利用新能源弃电充电，按照配储成本0.65元/Wh测算，新能源50%容量配储，配储时长2小时，风电收益率提升1%，光伏收益率提升2.3%。因此，储能需要探索新商业模式，新能源需要储能来调节发电出力特性，二者形成了相互需要的局面。
新能源配储从“强制配”到“需要配”，从“并网路条”到“光伏血包”，离不开技术进步和政策引领。技术进步方面，近年来锂电成本大幅降低，相比于2021年山东省第一批示范储能项目，当前投资成本降低约55%，并且技术类型、能量密度、充放电时长和使用寿命等重要参数均有大幅提升。政策引领方面，新能源上网电价全面由市场形成，不再强制配储，可以有效遏制成本的无序内卷、追求低价而放弃质量，有利于促进行业的良性健康发展。
接下来的储能项目招标中，业主不仅要关注价格，还应关注长周期表现，合同中约定循环寿命、全生命周期的工作时长以及转换效率。同时，储能系统生产企业和集成商应注意当前储能的EMS系统、BMS系统更新迭代滞后于市场变革，比如BMS对SOH的估算误差较高，影响EMS对可用容量的判断，各电池单元组均衡性不一致，进而影响“报量报价”模式下对出力上下限、荷电状态上下限等参数的申报，造成储能减收。
二、放宽现货市场限价，增加储能收入
根据136号文要求“适当放宽现货市场限价”，若山东后续放宽现货市场价格下限，假设地板价从-80元/兆瓦时调整为-200元/兆瓦时，政府补贴高于200元/兆瓦时的存量新能源项目可能申报地板价，成为边际机组，现货市场价差拉大。储能充电成本降低，峰谷价差收入增加。以山东省常见的100兆瓦/200兆瓦时独立储能为例，年收入增加约260万，存量项目收入提升约8%，增量项目收入提升约17%。更大的价差空间也为光储氢一体化、绿电直连项目配储、长时储能技术、如液流电池、压缩空气等，提供了更有利的经济性验证环境，有助于解决新能源出力长时间波动的调节需求。
三、重塑容量补偿机制，凸显储能调节性电源优势
当前山东省规则中，容量电价采用用户侧固定价格收取、发电侧按有效容量分配的“以收定支”模式；征求意见稿中，调整为发电侧根据机组有效容量和容量补偿标准计算容量电费，用户侧按用电量比例分摊的“以支定收”模式。
有效容量的核定也统一标准，新能源（含配储）计算有效容量的时段，由风电按照尖峰时段、光伏按照全天，统一为风光都按照尖峰时段核定，体现了容量补偿原则是能够可靠支撑最大负荷的出力能力。显著提升了光伏配储的价值：原先光伏配储在尖峰时段的放电贡献被平均到24小时计算有效容量，规则修订后，光伏配储有效容量核定不再受制于利用小时数，新机制有望更公平、更充分地体现储能作为“调节性电源”的核心价值，使其获得与其贡献相匹配的容量收益。配建储能也可以主动调整放电出力至系统高峰持续时间，提高利用率、增加有效容量。
四、健全辅助服务市场，重构储能收益模型
储能在辅助服务领域具备毫秒级响应、双向灵活调节、构网型电压及频率支撑等核心能力。相较于火电，储能兼具零碳排放、无启停损耗、空间部署灵活等优势，单系统可同时参与多品种服务，成为高比例新能源电网的关键稳定器。
尽管2024年修订的《山东电力市场规则（试行）》（鲁监能市场规〔2024〕24号）文中已经提到“现阶段辅助服务市场暂只开展调频（二次调频）辅助服务、爬坡辅助服务的集中交易”“新型经营主体按自愿原则参与调频辅助服务市场”，并明确了调频出清及结算规则，但是目前山东省储能中仅火储联合参与调频、爬坡，独立储能、电源侧配建储能及用户侧储能尚未参与。原因可能与部分储能AGC尚未闭环、响应速度过快造成系统扰动增加了调度难度、各电源品种参与辅助服务容量划分不明确相关。
136号文发布后，国家发展改革委、国家能源局关于《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）相继出台，山东省积极修订辅助服务市场规则，278号文提到“支持储能自主参与实时电能量市场和调频、爬坡、备用等辅助服务市场，建立‘一体多用、分时复用’的交易模式”。一系列政策落地后，将彻底重构储能收益模型，推动行业从依赖容量租赁转向多元化价值变现。目前山东市场上调频中标价格多为12元/MW*min-1，全网调频需求量约120MW/min,参与调频机组约20台，即平均每台机组中标容量约6MW/min。假设储能可参与调频市场，调频容量在火电和储能间分配，以100兆瓦/200兆瓦时独立储项目为例，一年中现货峰谷价差不满足电能量市场套利天数约60天，此时参与调频市场，假设全天中标容量2MW/min，年增收约370万元，增量项目收入提高约12%，存量项目（第二、三批示范项目）收入提高约25%。
新能源全电量入市对电力市场改革中其他市场主体的借鉴意义
136号文中“按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求”的改革思路，对电力市场改革中其他市场主体具有良好的借鉴意义。市场化改革并非简单放开价格，而是通过制度设计让每个主体在系统转型中找到可持续的价值坐标。比如辅助服务市场按照功能付费，而非给电源划定角色，让储能、虚拟电厂、燃气机组等具备较强调节能力的市场主体发挥作用，构建灵活性强的电力系统；比如未来推动核电机组、燃气机组、抽水蓄能逐步入市时，考虑保障性电量与市场化电量保持规模平稳，平衡历史项目与新机制。
综上，新能源全电量入市的政策，短期内会造成储能行业震荡，尤其独立储能投资趋于理性，但长期来看，利好储能行业，尤其是构网型储能、新能源配建储能、绿电直连项目配建储能等，此次改革作为转折点即将推动储能从发展期走向成熟期。
（作者：国家电投山东公司 路凤桐 林华）
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