政策数据概览 - 2025年4月共发布储能相关政策64项，其中国家层面8项，地方层面56项 [2] - 地方政策中广东发布最多（6项），山东、安徽、浙江各发布4项 [2] - 非常重要类政策占比61%（39项），涉及电力市场、辅助服务、发展规划、电价政策等类别 [2][3] 国家层面核心政策 - 首批车网互动试点确定9个城市（上海/广州/深圳等）和30个项目，推动电动汽车与电网双向互动 [7] - 第二批绿色低碳示范项目清单纳入101个项目，其中储能设备超50个，总规模达5.4GW/24GWh [7] - 《电力辅助服务市场基本规则》明确储能/虚拟电厂等新型主体可参与调峰/调频等服务，独立储能按上网电量参与分摊 [7] - 电力现货市场建设提速，要求2025年底前基本实现全覆盖，用户侧主体需参与申报/结算 [8] 地方储能发展规划 - 广东2025年重点建设项目含20个储能项目，总装机3406MW/7012MWh [9] - 安徽合肥新站区目标2025年新型储能产业营收300亿元，装机规模80MW [9] - 江西要求独立储能年调用不低于350次，充电电量免输配电价 [9] - 吉林规划2030年新型储能规模达3GW，2027年目标1GW且年循环300次 [10] - 合肥市计划2025年建成60座兆瓦级储能电站，其中5座百兆瓦级电网侧项目 [10] 新能源配储政策 - 河南第八批源网荷储项目纳入42个（含35个工业类） [12] - 东莞要求2025年分布式光伏达3GW，2MW以上项目按8%比例配储 [12] - 成都按区域要求分布式光伏配储20%-50%/2h，V2G项目放电补贴5元/kWh [12] 电力市场动态 - 青海/宁夏开展现货结算试运行，储能准入标准为10MW/2h以上 [14][15] - 广东修订2025年电力市场细则，南方电网推动新能源"报量报价"参与现货 [15] - 新疆允许新型主体参与中长期交易，2024年已注册17家新型主体（含4家独立储能） [16] 辅助服务机制 - 东北调峰交易报价上限0.3564元/Wh（辽宁最高0.3749元/Wh） [18] - 湖北/江西/重庆调频报价区间5-15元/MW，性能系数要求≥0.6 [18] - 南方区域独立储能需提供1小时调频响应，新疆调频容量门槛10MW [19] 电价政策调整 - 安徽新增午间低谷时段，江西3-11月设3小时谷段（含2小时深谷电价下浮70%） [21] - 四川夏季高峰时段延长至10小时，江苏优化分时电价结构促新能源消纳 [21][22] 补贴与管理规范 - 广州对国家/省级储能示范项目最高奖励1000万/500万元 [24] - 杭州发布储能电站防火设计导则，要求500kW/500kWh以上项目符合消防标准 [25] - 浙江要求10kV及以上储能具备一次调频、惯量响应等功能 [25] - 安徽2025年底前完成储能电站安全改造，严控事故企业参与建设 [26] 示范项目进展 - 山西调整新型储能项目库，拟入库119个（24.1GW/47.15GWh） [28] - 江西独立储能示范要求电化学项目规模50-200MW/1-2h，2026年6月底前投产 [28]