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储能资讯：行业热点追踪！

发布时间：

2025-11-24

来源：

地方政策及要闻

01 内蒙古自治区能源局公开征求《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》意见

11月19日，内蒙古自治区能源局公开征求《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》意见，提到，鼓励绿电直连项目通过配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升自平衡、自调节能力，尽可能减少系统调节压力，新能源弃电不纳入统计。项目规划新能源利用率应参照自治区能源局确定的年度新能源利用率目标。项目规划方案要合理确定项目最大负荷峰谷差率，公共电网向项目供电功率的峰谷差率不高于方案规划值。绿电直连项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关资料。绿电直连项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，研究合理的并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。

绿电直连项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等各业务单元安装计量装置，厂区内已有燃煤等自备电厂的，新建新能源项目、储能等各业务单元应与原自备电厂及用电负荷区分计量。

02 江西省能源局征求《2026年全省电力市场化交易有关意见》

11月18日，江西省能源局征求2026年全省电力市场化交易有关意见，提到，符合市场准入要求和技术条件的新型储能、虚拟电厂等新型经营主体，在江西电力交易中心注册生效后，可以根据自身情况自主选择发、用电侧经营主体身份参与市场化交易。虚拟电厂市场注册条件和流程、与聚合资源主体签订聚合服务套餐、参与电力市场交易事项按照省内虚拟电厂运营方案及电力市场相关规则、细则执行。

发电企业

现阶段，暂由以下电源参与电力市场化交易，后续将根据国家和省工作要求等情况适时调整电源入市要求。

1.燃煤发电机组：符合市场准入要求和技术条件、纳入调度管理的公用燃煤机组全部参与市场。

2.新能源机组：风电、光伏发电企业上网电量全部进入市场，按照《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案》（赣发改价管〔2025〕718号）及其配套文件要求参与市场化交易。

电力用户

10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场化交易（直接向发电企业或售电公司购电），暂无法直接参与市场化交易的由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场化交易。参加市场化交易（含批发、零售交易）的电力用户，其统一社会信用代码在电网企业营销系统内关联的所有工商业用电户号及计量点均纳入市场化交易。

电力用户选择参与批发市场的，在同一合同周期内不得同时委托售电公司购电；电力用户选择参与零售市场的，在同一合同周期内仅可与一家售电公司确立零售服务关系，零售服务关系最短期限为1个自然月。电力用户可按自然月自主选择参与批发、零售市场交易，同一自然月只能选择其中一种模式。

03 柳州市发改委转发广西发改委印发的《关于印发贯彻落实关于加强电化学储能安全管理有关工作措施及分工方案的通知》

11月18日，柳州市发改委转发广西发改委印发的《关于印发贯彻落实关于加强电化学储能安全管理有关工作措施及分工方案的通知》。文件提到：项目投运满1年后，项目单位须委托具备专业资质的第三方机构开展安全现状评价，并按要求提交安全现状评价报告，重点关注电池衰减情况、运维管理漏洞、限期整改等问题。

指导项目单位在项目可行性研究阶段，全面、深入地对电化学储能项目安全生产条件和设施进行综合分析，形成安全预评价分析报告并备查，要求包括电池系统设计、消防设施布局、应急预案等内容。

项目竣工或试运行后，开展现场检查，重点核查安全设施是否按设计施工(如气体灭火系统、防爆电气设备)，发现问题及时整改。

项目单位应对电化学储能项目规划、设计、建设、运营及退役各环节实施全面安全管理，确保安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。

04 华北能源监管局发布《京津唐电力调峰辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》

11月17日，华北能源监管局发布《京津唐电力调峰辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，文件明确：新型储能日前申报每15分钟最大充电能力与充电价格，报价不分档位，上限与火电机组最高限价一致，为370元/MWh，全天报价相同。

新型储能同时申报充放电爬坡速率、日最大充放电循环次数（未申报默认为2）、单次最大充电量等信息，作为约束条件参与市场出清，相应的前置放电过程由调度机构根据电网实际运行情况以及新型储能电站申报的放电计划统筹安排。

提供调峰服务的新型储能调峰服务费用，每15分钟调峰服务费用计算方式为：某新型储能调峰服务费用=该新型储能实际充电电力×市场出清价格×0.25。

调峰服务费用由火电（燃煤、燃气）、风电、光伏（扶贫光伏场站除外）承担，新型储能原则上不在市场开展时段放电，不参与调峰服务费用分摊。

新能源分摊电量为新能源场站发电量减去配建储能充电促进自身消纳电量，火电分摊电量为发电负荷率在平均发电负荷率之上部分的发电量。

05 陕西省发展和改革委员会发布了《陕西省2026年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》

2025年11月14日，陕西省发展和改革委员会发布了《陕西省2026年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》。文件指出，符合相关细则要求的独立储能电站可参与市场交易，并鼓励虚拟电厂、储能等灵活调节资源参与现货市场。为避免市场操纵以及恶性竞争，执行周期为月度及以上的批发市场集中交易设置申报价格上、下限，综合考虑我省工商业用户高峰电价水平、煤电上网电价及容量电价政策等，各时段申报价格上、下限暂定为每千瓦时0.52元、0元。月内集中交易各时段申报价格限价与陕西现货市场价格上、下限一致。

零售市场结算方面，签订24时分时零售套餐的电力用户、分布式新能源、储能等按照月度24时开展分时结算。陕西2025年1-10月现货实时市场分时均价及参考浮动价格区间如下图所示：

06 深圳市福田区发展和改革局发布关于印发《深圳市福田区支持绿色低碳产业高质量发展若干措施》

2025年11月13日，深圳市福田区发展和改革局发布关于印发《深圳市福田区支持绿色低碳产业高质量发展若干措施》的通知。文件指出，重点支持可再生能源、储能、光储直柔、充换电设施、虚拟电厂、绿电交易等领域。

鼓励在辖区开展高安全、高可靠、长寿命的储能项目建设，验收并投运后，对实际投入100万元以上的电化学储能项目按其上年度实际放电量，给予最高0.5元/千瓦时的支持，每个项目支持期限为3年，同一项目支持不超过项目实际建设投入的20%且最高200万元。

支持企业在辖区开展光储直柔项目建设，对验收通过的实际投入100万元以上的光储直柔项目，按项目实际建设投入的20%以内，给予最高500万元支持。

支持企业在辖区开展光储超充或光储换电综合能源项目建设，配置光伏、储能、充换电综合设施和车网互动功能，对验收通过的实际投入100万元以上的综合能源项目，按项目实际建设投入的20%以内，给予最高500万元支持。

07 甘肃省工业和信息化厅发布关于印发《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案》

11月14日，甘肃省工业和信息化厅发布关于印发《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案》的通知，其中提到，到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全省虚拟电厂调节能力达到25万千瓦以上，初步形成规模化、市场化运营格局。到2030年，虚拟电厂应用场景全面拓展，各类商业模式创新发展，全省虚拟电厂调节能力达到70万千瓦以上，成为新型电力系统建设的重要支撑。

08 内蒙古电力交易中心发布《内蒙古电力多边交易市场虚拟电厂交易实施细则》

11月14日，内蒙古电力交易中心发布《内蒙古电力多边交易市场虚拟电厂交易实施细则》的通知，虚拟电厂现阶段主要聚合独立储能、市场化用户以及分布式光伏、分散式风电等调度未直接调管的发电资源。聚合资源应在电力交易平台正式注册。根据资源类型，分为负荷型虚拟电厂和电源型虚拟电厂。

虚拟电厂运营商负责开展自有运营平台建设、资源挖掘、用户聚合、代理、能力建设，参与各类市场交易、响应电网需求及信息披露等工作。

虚拟电厂运营商参与市场交易，应参照售电公司履约保函（险）管理办法，按照0.008元/千瓦时单独提交履约保函或保险。聚合负荷资源参与需求响应交易的，按照申报容量和响应时间折算电量提交履约保函或保险，聚合发电资源参与电能量交易的，按照聚合电量提交履约保函或保险，且受益人均为电网公司。

虚拟电厂根据类型参与相应市场交易，负荷型虚拟电厂参与相应用电类别交易，电源型虚拟电厂参照平价新能源项目参与相应发电类别交易。

虚拟电厂应建立内部风险防控机制，确保交易申报、合同履约、计量结算等环节的规范性、公平性和可追溯性，防范市场操纵和不当竞争行为。