政策解读 | 东风劲吹!全国多地新政解读与综合能源解决方案应对策略
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政策解读
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2025-07-31
政策松绑与市场变革并行,光储融合成破局关键
136 号文已拉开新能源全面市场化的序幕,近期各地密集出台新能源政策,围绕 “放管服” 改革与新能源消纳两条主线,通过电价机制调整、审批简化、市场交易扩容等手段,推动新能源市场改革节奏。
下半年各省将陆续颁布配套细则,政策过渡期如同 “摸着石头过河”,小联将化身您的 “政策雷达”,为您解读各省新政。本期将小联先带您回顾 6-7 月的政策内容以及应对策略。
华东区——浙江、江苏
浙江 ‣ 松绑审批 + 延长谷电,释放大型储能潜力
政策内容
取消 5MW 及以上用户侧储能年度建设计划管理,授权市级管理
人大代表建议午间谷电时段从 2 小时延至 3 小时,发改委回应将积极向国家反馈
6MW 以下工商业光伏自发自用比例无强制要求
小联划重点
市场机会:大型储能项目落地速度将加快;需抓住午间谷电延长红利,优化 “两充两放” 策略
风险提示:浙江分时电价政策已调整 5 版,后续可能跟进江苏模式,需提前布局光储融合
服务商选择:建议选择具备储能运营能力的综合能源解决方案服务商,实时关注电价变动,及时调整充放电策略;联盛新能源曾为浙江某纺织企业光储项目优化储能运行策略,6 天收益提升 23%
江苏 ‣ 价差收窄倒逼储能转型,多元化收益成出路
政策内容
分时电价新政将峰谷价差从 0.85 元 / 千瓦时压缩至 0.65 元 / 千瓦时
取消上午高峰时段,储能策略从 “谷充峰放 + 平充峰放” 变为 “谷充峰放 + 谷充平放”
小联划重点
市场影响:单纯套利收益下降 25%,但可通过需求侧响应、辅助服务(如调频)弥补
服务商选:择优先选择 “规划 + 运营” 一体化的综合能源解决方案服务商,具备成熟储能规划经验与动态能源管理能力,能够应对电价波动并挖掘多元收益
华中区
湖南 ‣ 政策温和引导,储能优化成隐性门槛
政策内容
取消白天峰值电价,午间谷电延长至 2 小时(12:00-14:00)
未强制自发自用比例,但通过电价信号引导光储协同
小联划重点
核心逻辑:午间谷电延长实质鼓励企业消纳光伏电量,储能成为提升经济性的关键
服务商选择:建议优先合作拥有本地储能服务经验的合作商,确保策略适配本地电网特性
华北区
山西 ‣ 强制自发自用比例,储能成合规刚需
政策内容
大型工商业光伏项目原则上必须全部自发自用,余电上网需参与电力市场交易
工商业光伏项目自发自用电量占比≥50%,未达标项目将面临调度限制出力
鼓励通过储能优化涉网安全,全部自用项目需加装防逆流装置
小联划重点
市场机会:储能可将午间光伏富余电量转移至晚高峰自用,提升经济性
风险提示:高比例自发自用要求倒逼企业配储,否则面临发电量浪费风险
服务商选择:建议选择具备光储微网一体化设计能力的服务商,通过光储协同缓解发电与用电时段错配,规避限出力风险
西部地区——四川、陕西
四川 ‣ 水电大省的特殊政策,光储互补空间广阔
政策内容
光伏、储能均可投资,且无自发自用比例强制要求(三州一市要求≥50%)
分时电价峰谷差达 0.72 元 / 千瓦时(高于全国平均),但受水电丰枯期影响波动大
小联划重点
市场机会:枯水期电价上浮,储能可捕获更高价差;光伏弥补水电季节性不足,市场空间较大
风险提示:丰水期(6-10 月)电价下行,需通过电力交易对冲风险
陕西 ‣ 分时电价大调整,午间谷电延长促光储协同
政策内容
新增午间低谷时段(11:00-14:00),与光伏发电高峰重合
尖峰电价上浮 90%(夏冬季节 19:00-21:00/18:00-20:00)
取消一般工商业用户平均电价选项,强制参与分时电价
小联划重点
市场机会:光伏午间发电可优先自用或存入储能,晚尖峰时段放电,价差收益扩大
风险提示:强制分时电价后,未配储企业午间低价售电、晚间高价购电,成本增加
服务商选择:建议选择能提供动态充放电策略优化的服务商,根据电价曲线自动切换 “光伏直供 / 储能充电” 模式
结语
136 号文不仅是电价改革,更是对能源服务商的 “能力筛选”。政策要求服务商从单纯设备供应商转型为综合能源解决方案运营商,具备电力交易、光储协同、风险管控三重能力。
联盛新能源在政策解读 | 136 号文:阵痛之后,新能源迎来能力决胜时代中指出:“短期阵痛不可避免,唯有通过考验的企业方能走向成熟电力市场。”