这意味着浙江省大型用户侧储能项目从此绕过了省级纳规审批这道“关卡”。“去年还有不少项目因无法完成纳规，被迫改造为5MW以下。”一位浙江储能开发商向笔者透露，“现在这道‘路障’终于被撤掉了。”
此次政策调整标志着浙江省储能领域“放管服”改革迈出关键一步。当国家层面取消强制配储政策后，浙江率先优化管理机制，将用户侧储能项目审批权下放至市级，为市场化发展扫清制度障碍。
松绑：从省级纳规到市级备案
浙江省能源局此次政策调整的核心在于用户侧储能项目管理权限的下放。根据文件要求，5MW以上用户侧储能项目不再需要省级年度建设计划审批，改由设区市能源主管部门按照《浙江省新型储能项目管理办法(试行)》进行管理。
具体操作流程已明确：用户侧储能项目开工前需在当地备案机关备案，并就接入方案对接咨询电网企业意见。办理并网手续前，则需在浙江省电化学储能管理平台进行项目注册，自行或通过聚合平台完成数据治理与传送测试，实际并网后上传运行数据。
这一转变与2023年的政策形成鲜明对比。当时浙江省规定“电源侧、电网侧以及额定功率5MW及以上用户侧新型储能项目纳入年度建设计划管理”，而低于5MW的用户侧项目则免于规模管控。
政策调整后，浙江储能项目类型管理呈现三级分化：电网侧项目维持“总量控制、退一补一”原则，要求单体规模不小于50MW/100MWh;电源侧项目中，火储联合调频项目单体功率需达18MW以上;而用户侧项目则获得最大程度的审批松绑。
市场转型：配储退场后的选择
浙江用户侧储能新政并非孤立事件，而是国家层面政策转向的地方回应。2025年2月，国家发改委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格[2025]136号)，明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件”，终结了强制配储时代。
政策拐杖抽离后，储能市场经历短期阵痛。据wind数据统计，2025年一季度国内储能中标规模同比骤降22%，部分中小集成商陷入“零订单”困境。据了解，山东省超三成储能集成商在上半年开始裁员转型。
“市场正在快速出清。”一位券商分析师指出，强制配储政策取消初期确实带来波动，但市场自我修正的速度远超预期。
在此背景下，浙江用户侧储能新政具有示范意义。通过简化审批流程，降低制度性交易成本，该政策实质上是将资源配置的主导权交还市场，让技术创新回归价值本源。
据了解，今年1-6月浙江5MW及以上的用户侧储能备案项目共34个，总规模为909MW/1932.871MWh，项目数量仅占上半年浙江用户侧储能备案总数的2.67%，功率占比为36.32%，容量占比达30.68%。
此次新政落地后，将进一步降低准入门槛与审批复杂度，推动浙江大型工商业储能项目落地。
精细管理：备案背后的数据监管体系
值得一提的是，审批简化并不意味着监管放松。浙江新政的精髓在于“放管结合”——在放宽准入的同时强化过程监管，特别是通过数字化手段实现精细化管理。
根据要求，所有用户侧储能项目必须接入浙江省电化学储能管理平台。这一省级平台将承担数据中枢功能，项目需在并网前完成注册和数据传送测试，并网后实时上传运行数据。未按规定接入的项目将面临信用惩戒。
行业人士指出，数据监管的核心价值在于双赢。对电网企业而言，实时数据可提升电网安全性与调度效率; 对监管部门而言，运行数据为后续政策制定提供实证支撑;而对项目业主而言，数据透明有助于参与电力市场交易获取收益。
事实上，江苏的实践已证明该模式可行。该省通过用户侧储能并网智能互动平台，将116MWh已建项目纳入统一管理，既掌握运行效益状况，又能在电网需要时调动储能资源参与源网荷互动。
新生存法则?
随着政策红利消退，用户侧储能必须重新证明其经济价值。浙江新政恰逢行业转折点——峰谷价差套利模式正遭遇挑战。
近期江苏、贵州等地调整分时电价政策，导致峰谷价差大幅收窄。与此同时，锂电储能系统成本已降至0.6元/Wh以下(2025年4月中标加权均价0.4395元/Wh)。成本下降未能抵消收益缩减，项目投资回收期反而延长。
在此背景下，浙江用户侧储能项目需探索多元价值实现路径。例如，在降低变压器扩容成本、参与辅助服务市场、电力现货市场套利、提升供电可靠性等方面。
浙江用户侧储能新政具有风向标意义，反映储能行业整体转向市场化机制。随着电力体制改革深化，用户侧储能将迎来更广阔的发展空间。
随着浙江“放管服”改革落地，省内储能开发商已开始调整项目规划。“至少有3个被搁置的5MW+项目重新启动。”一位不愿具名的项目负责人透露，这些项目此前因无法获得省级纳规而陷入停滞。
放眼全国，储能行业正经历深刻转型。国家发改委取消强制配储后，行业短期阵痛不可避免，但浙江经验表明：市场化改革不是简单撤梯子，而是重建更可持续的发展基础。
网站客服