政策数据概览 - 2025年12月共发布储能相关政策116项，其中国家层面政策11项 [2] - 从重要程度看，非常重要类政策有51项，陕西、青海、四川、福建发布数量居多 [2] - 从政策类别看，电力市场与辅助服务类政策居多 [2] 重要国家层面政策 - 国家发改委、能源局发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》，明确市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，并围绕市场运营效果、主体可持续性等四方面开展评价 [5] - 国家发改委、能源局发布《电力中长期市场基本规则》，对直接参与市场交易的主体不再人为规定分时电价水平和时段 [5] - 国家发改委、工信部、能源局发布第一批国家级零碳园区建设名单，共52个园区，要求在2027至2030年间建成 [5] - 国家发改委发布新版基础设施REITs项目行业范围清单，将储能设施项目纳入符合条件的15类可申报项目范围 [6] 电价政策 - 河北省优化冀北电网分时电价，规定多项费用不参与峰谷浮动，并自2026年起调整各季节峰谷时段，例如冬季增加3小时深谷时段（12:00-15:00） [8] - 山东省2026年工商业分时电价时段与2025年保持一致，高峰上浮70%、低谷下浮70%、尖峰上浮100%、深谷下浮90% [8] - 山西省征求意见拟调整工商业分时电价，包括调整峰谷时段、实施节假日深谷电价，并将全年上午高峰时段前移至6:00-8:00 [9] - 湖北省建立新型储能价格机制，对电网侧独立储能实施容量补偿，年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行，并对等效充放电次数偏低项目扣减容量电费 [9] 电力市场政策 - 江西省修订电力市场规则，明确年度、月度交易价格上限，如尖峰0.894888元/kWh，并引入虚拟电厂等主体，新型储能“报量不报价”参与现货市场 [11] - 陕西省提示2026年市场交易事项，指出新能源电价改革等费用纳入系统运行费由工商业用户分摊，市场化用户电价取消峰谷浮动 [11] - 北京市2026年电力市场化交易总电量规模拟安排950亿千瓦时，其中直接市场交易350亿千瓦时，电网代理购电600亿千瓦时 [12] - 天津市2026年电力市场化直接交易电量总规模暂定为375亿千瓦时，并允许独立储能与批发用户直接交易或通过售电公司向零售用户售电 [12][13] - 四川省明确原执行峰谷电价用户继续执行，但市场交易电价部分不执行峰谷浮动，新能源、独立储能等不受年度签约比例限制 [14] - 海南省允许额定功率5兆瓦及以上、持续充放电不低于1小时的独立储能参与市场，可选择“报量不报价”或“报量报价”方式 [14] - 山东省明确独立储能可报量报价参与日前市场，调频里程价格上下限为12元/MW和0.1元/MW，并将市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调为0.0705元/kWh [15] - 福建省允许独立新型储能等主体参与中长期市场，现货市场运行期间，批发用户和签订分时段套餐的零售用户不再执行该省分时电价政策 [15] - 青海省现货市场申报和出清价格下限为80元/兆瓦时，上限为650元/兆瓦时 [15] - 辽宁省规定年度、多月交易价格参照燃煤基准价上下浮动20%执行，电能量报价上下限分别为1.1元/kWh和-0.1元/kWh [16] - 安徽省要求独立储能参与现货市场需充电功率不低于5兆瓦，持续充电时间不低于1小时 [17] - 广西省为避免机制重复，规定增量新能源项目在竞价结果发布前暂不参与绿电交易 [17] - 福建省要求以“报量不报价”方式参与日前现货市场的独立新型储能电站，充放电功率不小于1万千瓦且持续时间不小于1小时 [17] - 陕西省现货市场允许独立储能以“报量不报价”或“自调度”方式参与，市场申报及出清价格上下限为0-1000元/MWh [18] - 黑龙江省允许独立储能按自然月选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与日前现货市场，选择参与调频市场则当日现货市场按零出清处理 [18] - 内蒙古预计2026年蒙东区内电力市场交易电量规模533亿千瓦时，直接参与市场用户不再执行峰谷分时电价，独立储能可自愿参与中长期交易 [19] - 山西省调整调频市场报价时段，并规定储能参与调频若充电费用大于放电费用可获得量价补偿 [19] 辅助服务政策 - 湖南省要求纳入管理的独立新型储能容量不低于2MW/2MWh，对调度充电电量进行补偿，标准为H2×300元/兆瓦时 [22] - 四川省细则明确现货市场运行期间，低谷调峰等市场不再运行，独立储能可自主选择参与电能量或辅助服务市场，低谷调峰申报价格上限为350元/兆瓦时 [22] - 云南省调频市场补偿为调频里程补偿，申报价格上限8元/MW、下限3元/MW，市场出清价格上限15元/MW [23] - 甘肃省规则将储能企业等新型经营主体纳入，并规定调试运行期的发电机组和电网侧储能分摊费用不超过当月调试期电费收入的10% [24][25] - 江苏省细则将电化学等独立新型储能纳入发电侧并网主体统一管理 [25] - 陕西省调频市场与现货市场分步出清，申报价格范围暂定为0-15元/MW，并规定新型经营主体中标调频容量之和不超过系统需求值的35% [26] 补贴政策 - 深圳市龙岗区对符合条件的储能等示范项目按实际投资的10%给予支持，最高100万元 [28] - 甘肃省建立发电侧可靠容量补偿机制，电网侧独立新型储能的可靠容量补偿标准暂定为330元/（kW·年） [28] - 河南省公示2024年度新建非独立新型储能项目财政奖励资金省级复核结果，10个项目核定总容量376.63MW，获奖励资金共4519.56万元 [28] 管理规范政策 - 陕西省要求各市科学评估储能需求，制定年度建设计划，按照“按需而建、建而有用”原则管理 [30] - 四川省发布安全管理通知，制定了涵盖四个阶段22项常见风险点的安全隐患风险研判指南 [31] - 青海省规定新型储能项目备案后1年内需开工，2年内未开工将取消项目并移除备案信息 [31] - 甘肃省规定项目并网前不得转让开发权，备案后2年内未开工且无进展则备案失效，并明确除已明确配储项目外，不再将配置储能作为新能源项目核准、并网的前置条件 [32] 发展规划与示范 - 云南省发布新型储能高质量发展专项行动方案，目标到2027年全省新型储能装机规模达到8GW以上，并下发8.955GW/20.36GWh储能项目清单，实行清单式管理 [34] - 青海省公示首批7个绿电直连试点项目，包括风电1.75GW、光伏430MW、光热58MW [35] 虚拟电厂政策 - 青海省要求虚拟电厂调节容量初期不低于5000千瓦，响应时间不超过15分钟，持续响应能力不小于1小时 [37] - 佛山市禅城区征求意见稿提出，将不高于50%的虚拟电厂收益用于公共机构节能改造 [38] - 江苏省提出到2030年虚拟电厂调节能力力争达到500万千瓦以上，重点建设首批100个项目，聚合容量共1698.46万千瓦，投资额共127324万元 [38] - 广西省目标到2027年虚拟电厂调节能力力争不低于50万千瓦，到2030年力争不低于100万千瓦 [38] - 福建省现阶段主要聚合分布式电源等资源参与中长期和现货电能量交易 [39]