這意味著浙江省大型用戶側儲能項目從此繞過了省級納規(guī)審批這道“關卡”?！叭ツ赀€有不少項目因無法完成納規(guī)，被迫改造為5MW以下?！币晃徽憬瓋δ荛_發(fā)商向筆者透露，“現(xiàn)在這道‘路障’終于被撤掉了?！?/p>

　　此次政策調整標志著浙江省儲能領域“放管服”改革邁出關鍵一步。當國家層面取消強制配儲政策后，浙江率先優(yōu)化管理機制，將用戶側儲能項目審批權下放至市級，為市場化發(fā)展掃清制度障礙。

　　松綁：從省級納規(guī)到市級備案

　　浙江省能源局此次政策調整的核心在于用戶側儲能項目管理權限的下放。根據(jù)文件要求，5MW以上用戶側儲能項目不再需要省級年度建設計劃審批，改由設區(qū)市能源主管部門按照《浙江省新型儲能項目管理辦法(試行)》進行管理。

　　具體操作流程已明確：用戶側儲能項目開工前需在當?shù)貍浒笝C關備案，并就接入方案對接咨詢電網(wǎng)企業(yè)意見。辦理并網(wǎng)手續(xù)前，則需在浙江省電化學儲能管理平臺進行項目注冊，自行或通過聚合平臺完成數(shù)據(jù)治理與傳送測試，實際并網(wǎng)后上傳運行數(shù)據(jù)。

　　這一轉變與2023年的政策形成鮮明對比。當時浙江省規(guī)定“電源側、電網(wǎng)側以及額定功率5MW及以上用戶側新型儲能項目納入年度建設計劃管理”，而低于5MW的用戶側項目則免于規(guī)模管控。

　　政策調整后，浙江儲能項目類型管理呈現(xiàn)三級分化：電網(wǎng)側項目維持“總量控制、退一補一”原則，要求單體規(guī)模不小于50MW/100MWh;電源側項目中，火儲聯(lián)合調頻項目單體功率需達18MW以上;而用戶側項目則獲得最大程度的審批松綁。

　　市場轉型：配儲退場后的選擇

　　浙江用戶側儲能新政并非孤立事件，而是國家層面政策轉向的地方回應。2025年2月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格[2025]136號)，明確“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)的前置條件”，終結了強制配儲時代。

　　政策拐杖抽離后，儲能市場經(jīng)歷短期陣痛。據(jù)wind數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2025年一季度國內(nèi)儲能中標規(guī)模同比驟降22%，部分中小集成商陷入“零訂單”困境。據(jù)了解，山東省超三成儲能集成商在上半年開始裁員轉型。

　　“市場正在快速出清。”一位券商分析師指出，強制配儲政策取消初期確實帶來波動，但市場自我修正的速度遠超預期。

　　在此背景下，浙江用戶側儲能新政具有示范意義。通過簡化審批流程，降低制度性交易成本，該政策實質上是將資源配置的主導權交還市場，讓技術創(chuàng)新回歸價值本源。

　　據(jù)了解，今年1-6月浙江5MW及以上的用戶側儲能備案項目共34個，總規(guī)模為909MW/1932.871MWh，項目數(shù)量僅占上半年浙江用戶側儲能備案總數(shù)的2.67%，功率占比為36.32%，容量占比達30.68%。

　　此次新政落地后，將進一步降低準入門檻與審批復雜度，推動浙江大型工商業(yè)儲能項目落地。

　　精細管理：備案背后的數(shù)據(jù)監(jiān)管體系

　　值得一提的是，審批簡化并不意味著監(jiān)管放松。浙江新政的精髓在于“放管結合”——在放寬準入的同時強化過程監(jiān)管，特別是通過數(shù)字化手段實現(xiàn)精細化管理。

　　根據(jù)要求，所有用戶側儲能項目必須接入浙江省電化學儲能管理平臺。這一省級平臺將承擔數(shù)據(jù)中樞功能，項目需在并網(wǎng)前完成注冊和數(shù)據(jù)傳送測試，并網(wǎng)后實時上傳運行數(shù)據(jù)。未按規(guī)定接入的項目將面臨信用懲戒。

　　行業(yè)人士指出，數(shù)據(jù)監(jiān)管的核心價值在于雙贏。對電網(wǎng)企業(yè)而言，實時數(shù)據(jù)可提升電網(wǎng)安全性與調度效率; 對監(jiān)管部門而言，運行數(shù)據(jù)為后續(xù)政策制定提供實證支撐;而對項目業(yè)主而言，數(shù)據(jù)透明有助于參與電力市場交易獲取收益。

　　事實上，江蘇的實踐已證明該模式可行。該省通過用戶側儲能并網(wǎng)智能互動平臺，將116MWh已建項目納入統(tǒng)一管理，既掌握運行效益狀況，又能在電網(wǎng)需要時調動儲能資源參與源網(wǎng)荷互動。

　　新生存法則?

　　隨著政策紅利消退，用戶側儲能必須重新證明其經(jīng)濟價值。浙江新政恰逢行業(yè)轉折點——峰谷價差套利模式正遭遇挑戰(zhàn)。

　　近期江蘇、貴州等地調整分時電價政策，導致峰谷價差大幅收窄。與此同時，鋰電儲能系統(tǒng)成本已降至0.6元/Wh以下(2025年4月中標加權均價0.4395元/Wh)。成本下降未能抵消收益縮減，項目投資回收期反而延長。

　　在此背景下，浙江用戶側儲能項目需探索多元價值實現(xiàn)路徑。例如，在降低變壓器擴容成本、參與輔助服務市場、電力現(xiàn)貨市場套利、提升供電可靠性等方面。

　　浙江用戶側儲能新政具有風向標意義，反映儲能行業(yè)整體轉向市場化機制。隨著電力體制改革深化，用戶側儲能將迎來更廣闊的發(fā)展空間。

　　隨著浙江“放管服”改革落地，省內(nèi)儲能開發(fā)商已開始調整項目規(guī)劃?！爸辽儆?個被擱置的5MW+項目重新啟動?！币晃徊辉妇呙捻椖控撠熑送嘎叮@些項目此前因無法獲得省級納規(guī)而陷入停滯。

　　放眼全國，儲能行業(yè)正經(jīng)歷深刻轉型。國家發(fā)改委取消強制配儲后，行業(yè)短期陣痛不可避免，但浙江經(jīng)驗表明：市場化改革不是簡單撤梯子，而是重建更可持續(xù)的發(fā)展基礎。