8月25日，重庆市发改委发布《深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》（即“重庆136号文”），首次明确存量与增量新能源项目的电价机制。

　　政策的战略纵深

　　重庆“136号文”的核心突破，在于首次构建了差异化的存量与增量项目收益保障机制，为不同阶段的储能投资划定了清晰的安全边界。

　　存量项目“保底＋灵活”机制。对2025年6月前并网的项目，锁定0．3964元／千瓦时的固定机制电价，且机制电量上限100％。这意味着存量项目无需担忧市场波动，至少可获得煤电基准价的稳定收益。更关键的是，政策允许项目每年自主调整机制电量比例（不超过上年水平），为参与电力现货市场套利预留了操作空间。

　　增量项目“长周期＋竞价”设计。新增项目执行期锁定12年，覆盖储能项目全生命周期80％以上，远超行业普遍预期的8－10年周期。竞价机制虽引入市场竞争，但设置了煤电基准价上限与现货市场1．5元／千瓦时价格帽，防止恶性低价竞争。这一设计既吸引长期资本入场，又避免价格失序。

　　重庆的差异化机制实质是“以存量收益稳市场信心，以增量改革促技术升级”。通过存量项目的现金流托底，缓解行业因“136号文”叫停强制配储导致的短期阵痛；同时用12年稳定收益期引导企业从“卷价格”转向“卷全生命周期度电收益”。

　　收益模式重构

　　新政最颠覆性的变革，是有望推动储能收益从依赖峰谷价差的单一模式，升级为“价差套利＋容量租赁＋辅助服务”的三重组合。

　　重庆夏季尖峰／高峰电价差达0．7－1元／千瓦时，为工商业储能创造了天然套利空间。2025年1－4月数据显示，价差套利仍占项目总收益的80％。新政通过保障机制电量上限100％，确保这一基础收益不被稀释。

　　在此之外，政策首次明确要求新能源企业“按需配储或租赁”，并透露正在研究储能容量补偿政策。这有望直接激活了容量租赁市场——据两江新区测算，区内储能项目通过租赁给数据中心、零碳园区，可增加20％－30％的边际收益。到2026年重庆规划的10个零碳园区将强制高耗能企业配储，预计释放100万千瓦用户侧储能需求。

　　此外，2025年重庆储能参与辅助服务频次同比翻倍，收益占比已从5％升至20％。新政配合电力现货市场连续结算试运行（2025年底启动），支持储能参与调频、备用等高价服务。铜梁区某10MWh项目通过辅助服务，将日均充放电次数从1．5次提升至2．2次，度电收益提高15％。

　　新政看似提供收益保障，实则悄然抬高了行业门槛——市场化机制正在倒逼企业重构竞争力。

　　重庆新政的深层意义，在于用价格机制筛选真正的储能竞争力，只有将技术性能转化为度电收益的企业，才能分享12年稳定期的千亿蛋糕。随着容量补偿、绿电交易等配套政策完善，储能产业将步入“技术溢价→收益增值→投资可持续”的正向循环。