2025年136号文落地，新能源行业迎来市场化定价的“成人礼”：强制配储退出历史舞台，但分时电价波动加剧、限电率攀升的现实，却让储能的“必要性”以另一种形式回归。一边是电价收益的不确定性，一边是消纳压力的显性化，投资者正面临新的博弈——“不强制”不等于“不需要”，储能配置如何从“政策驱动”转向“经济最优”？
国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2025〕136号），明确取消新能源项目强制配储要求，但同步推出两项关键举措：
1.分时电价机制全覆盖：全国范围内实施峰谷电价差扩大政策，部分省份峰谷价差突破0.8元/kWh；
2.限电率考核升级：新能源发电企业限电率超过5%的部分，其上网电价按燃煤基准价的80%结算。
政策意图：通过市场化手段倒逼新能源企业主动配置储能，提升电力系统调节能力，而非依赖行政干预。
关键发现：经济性驱动取代行政指令，储能配置比例与当地电价机制、限电率高度相关。
3）储能系统成本（C）：当前锂电储能系统成本已降至1.2元/Wh，全生命周期度电成本约0.5元/kWh。
当ΔP × 循环效率 × 年循环次数>
C × (1 + 融资成本) + 限电损失时，配置储能具备经济性。
配置比例15%-20%，时长2小时。以山东某100MW光伏项目为例，配置20MW/40MWh储能后，年增收超800万元，IRR提升3.2个百分点。
配置比例10%-15%，时长4小时。新疆某风电场通过配置15%储能，限电率从18%降至8%，电价折扣损失减少60%。
配置比例5%-10%，时长1-2小时。广东某工业园区通过“光伏+储能”模式，峰谷套利年收益达120万元，投资回收期缩短至5年。
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