今年年初，隨著“136號文”的橫空出世，強制配儲被叫停，儲能市場競爭從“卷價格”轉(zhuǎn)向“卷價值”。
然而，僅過了兩個多月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布394號文，則進一步明確，儲能可通過現(xiàn)貨市場套利、參與輔助服務等方式實現(xiàn)商業(yè)價值。
兩大政策的出臺徹底讓儲能行業(yè)迎來重大變革。顯然，這場即將到來的電力市場大考不僅會重塑整個電力行業(yè)格局，更將深刻改變儲能的商業(yè)邏輯與發(fā)展路徑。
而在394號文之后，各省陸續(xù)出臺儲能相關政策，當然這其中也有對工商業(yè)儲能帶來短期陣痛的江蘇政策，但更多的是進一步激發(fā)了上海、安徽、山東、四川、天津等省市儲能市場的潛力。
5月16日，上海市發(fā)展和改革委員會關于印發(fā)《上海市新型電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力獎勵資金管理辦法》（以下簡稱《辦法》）的通知。
《辦法》指出，虛擬電廠資源聚合平臺、電動汽車充放電（V2G）調(diào)節(jié)能力、新型儲能，以上三類項目（需在2024年1月1日至2028年12月31日并網(wǎng)）可申請獎勵，獎勵申請主體應為虛擬電廠運營商或新型儲能企業(yè)。
2025年獎勵標準適用于2025年9月1日前并網(wǎng)項目：
虛擬電廠資源聚合平臺
獎勵標準：按調(diào)節(jié)能力給予50元/千瓦·年獎勵，單個平臺每年最高150萬元。符合政策要求的項目可連續(xù)3年獲得獎勵。
V2G調(diào)節(jié)能力
符合政策要求的項目可連續(xù)3年獲得獎勵。其中，智能充電樁獎勵僅適用于2024年底前，將個人自用非智能充電樁替代為智能充電樁的項目。
新型儲能
1. 度電獎勵。根據(jù)實際放電量給予獎勵。符合政策要求的項目可按首年申報標準連續(xù)3年獲得獎勵，每千瓦時儲能容量的年電量獎勵上限600千瓦時。
對新型儲能根據(jù)實際放電量給予獎勵0.2元/kWh~0.35元/kWh，其中用戶側(cè)儲能獎勵0.2元/kWh；具備技術先進、產(chǎn)業(yè)帶動性獨立儲能獎勵0.35元/kWh，對“入樓”部分獨立儲能額外獎勵0.2元/kWh，則最高獎勵0.55元/kWh。
2. 高比例先進技術獎勵。一次性獎勵先進技術設備投資高出常規(guī)鋰電投資部分的40%，單個項目最高5000萬元。
2026年至2028年獎勵標準在上述標準基礎上逐年遞減：虛擬電廠資源聚合平臺、V2G調(diào)節(jié)能力項目每年下降5%；新型儲能項目每年下降10%。
其中，2026年獎勵標準適用于2025年9月1日（含）至2026年6月30日（含）并網(wǎng)項目；2027年獎勵標準適用于2026年7月1日（含）至2027年6月30日（含）并網(wǎng)項目；2028年獎勵標準適用于2027年7月1日（含）至2028年12月31日（含）并網(wǎng)項目。
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安徽：到2027年新型儲能累計裝機規(guī)模力爭達到500萬千瓦
5月8日，安徽省工業(yè)和信息化廳、安徽省發(fā)展改革委、安徽省能源局、國網(wǎng)安徽省電力有限公司聯(lián)合印發(fā)了《安徽省新型儲能推廣應用實施方案》明確到2025年，安徽省新型儲能累計裝機規(guī)模不低于300萬千瓦；到2027年，安徽省新型儲能累計裝機規(guī)模不低于450萬千瓦，力爭達到500萬千瓦。
關于用戶側(cè)儲能
重點圍繞高耗能企業(yè)、大數(shù)據(jù)中心、5G基站、工業(yè)園區(qū)、公路服務區(qū)等終端用戶，推動布局建設用戶側(cè)儲能項目；
支持不間斷電源、充換電設施等用戶側(cè)儲能設施建設；
在市場化機制建立前，適時優(yōu)化分時電價政策；
關于儲能獎勵
培育示范應用場景案例，每年遴選一批省級優(yōu)秀創(chuàng)新應用場景案例，給予一次性獎勵；
對入選國家級示范應用類項目或優(yōu)秀案例的單位，額外給予政策獎勵；
關于電力市場
支持新型儲能等市場主體參與電力中長期市場，引導新型儲能通過中長期市場保障基本收益；
支持新型儲能參與調(diào)峰市場；
山東：拉大儲能充放電價差，拓寬盈利渠道
5月15日，山東省政府新聞辦舉行新聞發(fā)布會，邀請省能源局主要負責同志等介紹山東深入實施“八大行動”，推動新能源高水平消納情況。
在新型儲能提振行動方面，山東省能源局表示將繼續(xù)大力推動壓縮空氣、電化學儲能項目建設，積極支持儲能新技術、新場景多元化應用，力爭到今年年底，全省新型儲能規(guī)模突破1000萬千瓦。
具體從四個方面展開：
一是拉大儲能充放電價差。落實《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》要求，適當放開現(xiàn)貨市場限價，拉大充放電價差，提升儲能電能量市場收益。
二是拓寬儲能盈利渠道。積極推動儲能參與調(diào)頻輔助服務市場，適時增設備用、調(diào)相、黑啟動等輔助服務品種，支持儲能參與實時電能量市場，
三是降低獨立儲能運營成本。明確獨立儲能向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量，不承擔輸配電價和政府性基金及附加，提升儲能電站盈利能力。
四是落實存量新能源場站配儲責任。按照“老人老辦法，新人新辦法”原則，要求存量新能源場站繼續(xù)執(zhí)行配儲相關政策，穩(wěn)定存量儲能容量租賃收益，保障政策平穩(wěn)有序銜接。
四川：免收兩年容需量電費
2025年3月，四川省發(fā)展和改革委員會正式印發(fā)《關于進一步完善新型儲能價格機制的通知（川發(fā)改價格〔2025〕14號）》，宣布2026年12月31日前建成投運的用戶側(cè)新型儲能項目可免收兩年容需量電費。
“2026年12月31日前建成投運的用戶側(cè)新型儲能項目，投運后兩年內(nèi)其保障新型儲能設備正常運行導致用電設備增容而新增的容（需）量電費，納入全省統(tǒng)籌疏導。”
數(shù)據(jù)測算：
以10MW/20MWh項目為例，新增5MVA變壓器容量，每年容量電費約60萬元，新政兩年可節(jié)省120萬元。
項目靜態(tài)回收期縮短1.5-2年。
防套利設計：僅覆蓋“保障儲能運行”導致的增容，需通過專用變壓器或充電數(shù)據(jù)核驗。
天津：鼓勵源網(wǎng)荷儲一體化建設
5月15日，天津市工信局等印發(fā)《天津市電力需求側(cè)管理實施細則》。文件提出，鼓勵企業(yè)、園區(qū)、電力需求側(cè)管理服務機構(gòu)等各類市場主體積極推動屋頂光伏建設和光伏建筑一體化應用，提升可再生能源消費占比，加快新型儲能多場景示范應用。
市工業(yè)和信息化局、區(qū)電力管理部門應推進電網(wǎng)運行方式向源網(wǎng)荷儲互動、分層分區(qū)協(xié)同控制轉(zhuǎn)變，鼓勵各類市場主體參與綠電交易或購買綠證、使用綠電；鼓勵工業(yè)企業(yè)、工業(yè)園區(qū)開展綠色低碳微電網(wǎng)和源網(wǎng)荷儲一體化建設。
支持工業(yè)電力用戶、大型商業(yè)綜合體、酒店、公共建筑等電力用戶群積極參與虛擬電廠建設。推動虛擬電廠運營商參與需求響應、輔助服務等電力市場交易。
