政策发布总体情况 - 2025年10月储能政策从国家到地方共有90项发布或征求意见 [2] - 从重要程度来看，非常重要类政策有39项，其中国家、广东、河北、青海发布数量居多 [3] - 从政策类别来看，电价政策和电力市场政策居多 [3] 国家层面重要政策 - 对锂电池和人造石墨负极材料相关物项实施出口管制，包括重量能量密度大于等于300Wh/kg的可充放电锂离子电池等 [5] - 发布《跨省跨区电力应急调度管理办法》，明确应急调度在受入省的落地侧电价按省间现货市场结算价格上限或南方区域现货市场出清价格上限的最高值确定 [5] - 提出将可再生能源消费最低比重和省级电力消纳责任权重制度化、年度化管理，并把非电能纳入同一考核体系 [5] - 发布《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》，支持重点行业领域节能降碳等方向 [5] - 发布《算力标准体系建设指南》，其中包含新能源及储能利用标准，以支持算力基础设施运行 [6] 地方层面储能发展规划 - 广东珠海市发布行动方案，重点培育能量密度超350Wh/kg的半固态电池和超400Wh/kg的全固态电池项目 [8] - 河南省提出到2030年新型储能装机规模达到1500万千瓦（15GW）的目标 [8] 新能源配储政策 - 云南省第一批电力源网荷储一体化试点项目配置储能85MW/170MWh [10] - 河南省第十三批源网荷储一体化项目总规模350.82MW，其中风电200.95MW、光伏149.87MW [10] 电力市场政策 - 青海省规定电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易、绿色电力交易，可采用双边协商或集中交易方式 [12] - 西北区域发布新型储能交易专章，对参与新型储能交易的经营主体、交易方式等作出规定 [12] - 江西省将电力现货市场价格下限降至-0.1元/千瓦时，进一步挖掘电网调峰能力 [12] - 河北省引导用户侧储能等柔性负荷资源纳入需求响应资源池，并落实优先调度原则 [13] - 青海省中长期分时段交易申报价格限额设置为下限80元/MWh、上限650元/MWh [14] - 四川省推动新能源全面参与电力市场，支持"电源+储能"作为联合报价主体参与现货市场 [14] 辅助服务政策 - 江苏省明确备用、有偿无功调节等可通过固定补偿或市场化方式提供补偿，独立新型储能电站暂不执行运行管理考核 [16] - 山东省明确了惯量响应、快速调压等补偿标准为72元/MW [16] - 湖南省明确调峰辅助服务市场价格上限不高于450元/MWh，新型储能报价限额为450元/MWh [16] 电价政策 - 浙江省优化分时电价政策，尖峰、高峰、平段、低谷、深谷浮动结果比例为2.05:1.85:1:0.4:0.2 [18] - 河北省优化调整分时电价政策，冬季新增深谷时段，在低谷电价基础上下浮20% [18] 补贴政策 - 河南省对2024年度新建非独立新型储能项目提供奖励，标准为120元/kWh [19] - 西安市对配储比例超过20%、时长2小时以上的光储项目，按照储能系统功率给予0.1元/瓦的一次性建设补贴，单个项目补贴额度不超过100万元 [20] - 贵州省对2025年煤矿储能应急电源建设项目进行奖补，三家申报单位拟下达奖补金额分别为200万元、98.01万元和141.35万元 [20] 管理规范与安全 - 河北省从项目布局、建设管理等五方面明确电化学储能电站安全管理要点 [22] - 内蒙古自治区将开展储能产权"一地、一码、一证"的全生命周期统一登记托管 [22] - 浙江温岭市对功率500KW以上且容量500KW·h以上的电化学储能项目实行消防备案抽查制度 [22] 虚拟电厂发展目标 - 江西省提出到2027年力争全省虚拟电厂调节能力达到100万千瓦以上，到2030年力争具备300万千瓦以上调节能力 [24] 示范项目规模 - 河北省发布97个混合技术独立储能项目清单，总规模13.82GW/47.03GWh [26] - 四川省纳入35个电网侧新型储能项目，容量共计3.45GW/7.425GWh，技术路线包括磷酸铁锂、全钒液流、钠离子等 [26] 低碳发展支持 - 山西省对零碳（低碳）、绿电园区试点建设项目提供专项资金支持，单个项目支持比例不超过项目核定投资额的15%，支持额度不超过2000万元 [28]