国家政策及要闻

01国家发展改革委、国家能源局发布关于促进电网高质量发展的指导意见

2025年12月31日，国家发展改革委、国家能源局发布关于促进电网高质量发展的指导意见。

意见提出具体目标，到2030年主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台初步建成。电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台。到2035年，主干电网、配电网和智能微电网发展充分协同，贯通各级电网的安全治理机制更加完善，电网设施全寿命周期智能化、数字化水平明显提升，有效支撑新型电力系统安全稳定运行和各类并网主体健康发展，支撑实现国家自主贡献目标。

意见指出，支持建设分布式独立储能和电网替代型储能，提升配电网与各类并网电力新业态的交互水平。提升智能微电网内部源网荷储各要素智能化调控能力和运行匹配度，逐步提升新能源自发自用比例。

积极推进分布式新能源、新型储能等新型并网主体调控能力建设，实现多元海量资源协同优化调度。强化市（地）、县（配）调人员力量和支撑体系。

完善输配电价监管规则。适应新型电力系统建设需要，对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程，探索实行两部制或单一容量制电价；对新能源就近消纳等新业态，实行单一容量制电价。研究建立电网企业准许收入清算制度。完善输配电成本监审办法，夯实定价基础。

02住建部发布国家标准GB/T51048-2025《电化学储能电站设计标准》

2025年12月31日，住建部发布国家标准GB/T51048-2025《电化学储能电站设计标准》。本标准适用于新建、扩建和改建的额定功率为500kW及以上且额定能量为500kWh及以上,以锂离子电池、钠离子电池、液流电池、铅酸/铅炭电池、水电解制氢/燃料电池为电能存储载体的固定式电化学储能电站设计。

电化学储能电站额定装机容量应根据电力系统调峰、调频、紧急功率支撑、电压控制、跟踪计划曲线、平滑功率输出、备用电源供电等应用场景需求，结合站址建设及接入系统条件，经技术经济比较确定。

小型电化学储能电站宜采用0.4kV~35kV及以下电压等级；

中型电化学储能电站宜采用10kV~110kV电等级；

大型电化学储能电站宜采用110kV及以上电压等级。

电化学储能电站并网点功率因数应在0.9(超前)~0.9(滞后)范围内连续可调。

室外布置的锂离子电池、钠离子电池、铅酸/铅炭电池预制舱宜单层布置，确有困难时，可两层布置。当采用两层布置时，上层每个电池预制舱应设置独立的支撑结构。

锂离子电池储能电站厂房、钠离子电池储能电站厂房应独立设置,且不应设置于地下或半地下。锂离子电池、钠离子电池预制舱不应设置于地下、半地下及屋顶储能系统的设计应根据应用需求、建设条件、接入电压等级、储能电池类型、额定功率、额定能量、系统效率和电池设计使用寿命，经技术经济性比较确定。

储能变流器的并网电压宜采用交流或直流标准电压。储能变流器以交流并网时，储能单元交流接人额定电压可根据表7.4.1选取。储能变流器以直流电并网时，额定电压宜选用220V(110V)、750V(生375V)、1500V(750V)。

本标准修订的主要技术内容是删除了钠硫电池储能电站设计要求，增加了钠离子电池、电解水制氢/燃料电池储能电站的设计要求；修改了电池选型及成组要求，增加了直流侧开断设备配置要求；修改了电池管理系统、储能变流器技术要求；增加了锂离子、钠离子电池预制舱毗邻布置、两层布置要求，修改了室内布置电池柜/架的高度要求及间距要求；修改了铅酸/铅炭电池、液流电池火灾危险性类别及耐火等级，修改了锂离子电池防火设计要求；修改了铅酸/铅炭电池、液流电池、锂离子电池储能电站总布置、平面布置及安全疏散、消防给水及灭火系统、防排烟、火灾自动报警系统等防火设计具体要求：增加了消防供电要求、应急照明、安全出口标志灯和火灾应急照明灯具的设计要求。

03国家发展改革委办公厅 工业和信息化部办公厅 国家能源局综合司印发《国家级零碳园区建设名单（第一批）》的通知

12月26日，国家发展改革委办公厅 工业和信息化部办公厅 国家能源局综合司印发《国家级零碳园区建设名单（第一批）》的通知。确定了国家级零碳园区建设名单（第一批），共纳入52个园区。范围包括园中园、整体，建设周期要求在2027年、2028年、2029年、2030年建成。2025年10月，中共中央新闻发布会上，国家发改委主任郑栅洁宣布："十五五"期间将力争建成100个左右国家级零碳园区。通知提到，各地区发展改革委、工业和信息化主管部门、能源局要积极支持本地区国家级零碳园区建设，在资金安排、要素保障、技术支持、金融服务等方面给予必要支持，推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式在国家级零碳园区落地，鼓励和支持相关园区因地制宜开展技术创新、政策创新、商业模式创新。

地方政策及要闻

01山东能监办发布《山东省电力并网运行管理实施细则》《山东省电力辅助服务管理实施细则》

2026年1月6日，山东能监办发布修订稿“两个细则”。此次修订中，强化风光储涉网安全考核要求，补充调整风电、光伏、新型储能故障穿越能力、电压频率运行适应性等涉网性能考核要求。新增分布式光伏和虚拟电厂考核条款，且针对电源超调引发功率振荡风险，增设并网主体一次调频超调考核条款。

另外文件也明确了惯量响应、快速调压等补偿标准，这也意味着构网型储能将可以获得价值回报！但风电场、光伏电站和独立新型储能电站提供的一次调频不再纳入有偿辅助服务补偿范围。AVC等固定补偿类辅助服务品种，由特定分摊主体调整为由所有并网主体分摊。

附件1《山东省电力并网运行管理实施细则》要点如下：具备相关条件的电源侧、用户侧储能，可以独立出来，按照独立新型储能电站方式参与并网运行考核（同时参与辅助服务补偿）。与此前版本相比，2026年版本新增了关于容量要求，即：不具备独立计量、控制等功能的独立新型储能电站调试期间控制充放电电力不超过扩建后电站装机容量的40%。同样的，针对风光场站也新增了要求：不具备独立计量、控制、预测等功能的风电场和光伏电站控制出力不超过扩建后新能源场站装机容量的40%。

文件明确，省调直调公用发电厂机组应具备一次调频功能；风电场和光伏电站（含配建储能，下同）应具备有功功率调节能力、需配置AGC系统，应配备动态无功补偿装置，并具备自动电压调节功能，其中动态无功补偿装置主要包括MCR型、TCR型SVC和SVG。

其中针对光伏电站和风电场的一次调频性能要求中，配建储能的新能源场站，应将配建储能视为新能源场站一部分，场站发电功率为站内集电线功率与配建储能功率之和。

独立新型储能电站运行管理

文件明确：独立新型储能电站应具备AGC、一次调频等功能。储能电站并网1个月内免于发电计划、AGC、AVC的考核及返还。未按期投入AGC功能，考核当月上网电量的1%。AVC投运率以98%为合格标准，AVC调节合格率以96%为合格标准，月度累计考核电量不超当月上网电量的2%。AVC无功出力绝对值大于场站最大感性无功能力的90%为合格，按当月上网电量的0.01%进行考核，考核电量最大不超过当月上网电量的0.1%。

独立新型储能电站技术管理

独立新型储能电站应满足国家、行业有关标准规定的四象限功率控制能力。独立新型储能电站应同时具备就地和远方充放电功率控制和频率、电压调节功能。

独立新型储能电站故障穿越能力、电压频率运行适应性等应满足国家标准、行业标准有关规定。独立新型储能电站应具备快速调压能力。对电站快速调压功能考核，月度累计考核电量不超当月上网电量的2%。当电站并网点电压在标称电压的90%～97%或107%～110%之间时，电站应提供快速调压响应，在1秒内将并网点电压调整至97%～107%之间或将调压能力用尽。

附件2《山东省电力辅助服务管理实施细则》要点如下：

AGC、有偿调峰的补偿按电力辅助服务市场交易结果执行。有偿无功、AVC、黑启动、转动惯量、快速调压的补偿按本细则执行。

有偿无功辅助服务补偿：发电机组比迟相功率因数0.8多发出的无功电量或比进相功率因数0.97多吸收的无功电量，按照30元/兆乏时进行补偿。

AVC辅助服务补偿：若AVC投运率达到98%以上，且AVC调节合格率达到98%以上，按机组（场站）容量和投运时间补偿，补偿标准取0.1元/兆瓦时。

黑启动辅助服务补偿：黑启动试验，按照30万元/次进行补偿；因电网故障提供实际黑启动服务，按照1000万元/次进行补偿。

风电场、光伏电站、独立新型储能电站转动惯量响应辅助服务补偿：当电网最大频率偏差不超过0.06赫兹时为小扰动，补偿标准为72元/兆瓦；当电网最大频率偏差大于0.06赫兹时为大扰动，补偿标准为100元/兆瓦。风电场、光伏电站、独立新型储能电站快速调压辅助服务补偿：补偿标准为72元/兆瓦。

02湖北省发展改革委、湖北省能源局发布《关于建立新型储能价格机制的通知》

2026年1月4日，湖北省发展改革委、湖北省能源局发布《关于建立新型储能价格机制的通知》，本通知自2026年2月1日起执行，执行期限暂定1年。通知中明确了新型储能充放电价格机制。对电网侧新型储能中的独立储能，建立容量补偿机制，定期公布纳入容量补偿范围的电网侧独立储能项目清单，享受容量补偿的项目不得租赁容量。

月度容量电费按照月度容量电价和月度平均可用容量确定。其中，月度容量电价=年度容量电价/12，年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行；容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊，按月滚动清算。

电力调度机构按月核查相关项目实际可调用能力并统计考核情况，参照煤电容量电价相关考核规则认定，作为容量电费结算依据。

项目实际最大放电功率或单次放电电量未达到日前申报值98%且未达到计划值98%的，发生一次记一次考核，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的项目，取消其容量补偿资格。

若项目全年等效充放电次数偏低（电化学储能低于240次，压缩空气储能低于180次），当年容量电费回收20%，用于冲抵系统运行费。

电网侧新型储能：直接接入公用电网、具备独立计量条件、接受电力调度机构统一调度的新型储能（包括独立储能和新能源场站外配建储能）应当按规则参与现货市场，充放电价格由市场形成，充电下网电量缴纳上网环节线损费用、电度输配电价、系统运行费。

电源侧新型储能：应按规则参与现货市场，与所属新能源场站执行相同的发用电价格政策，整体结算电费。未参与市场期间，执行相同电压等级代理购电两部制用户的低谷电度电价。

03山西省人民政府办公厅印发《2026年省级重点工程项目名单》

1月4日，山西省人民政府办公厅印发《2026年省级重点工程项目名单》。

名单共涉及629项重大工程项目，其中能源转型类项目174项，涵盖风光发电、先进煤电、灵活储能调节、绿电园区、现代煤化工、能源先进装备、能源综合解决方案等。其中灵活储能调节类项目占比最大，共计38项。

38个灵活储能调节项目涉及抽水蓄能、新型储能、换电站、特高压等类别，新型储能项目主要分布在：大同市、忻州市、晋中市、阳泉市、长治市、晋城市、临汾市、运城市、吕梁市等地。

04北京市发展改革委、北京市经济和信息化局、北京市科委、中关村管委会印发了《关于进一步提升本市中试服务能力促进科技创新和产业创新融合发展的若干措施》

2026年1月4日，北京市发展改革委、北京市经济和信息化局、北京市科委、中关村管委会印发了《关于进一步提升本市中试服务能力促进科技创新和产业创新融合发展的若干措施》，文件指出，北京市将梯度支持一批中试平台建设，新建中试平台最高可以获得1亿元的补助支持。

《若干措施》提到，力争到2030年，在京落地10家国家级制造业中试平台，支持建设50家市级中试平台，初步形成能够满足首都现代化产业体系建设要求的中试体系，培育发展新质生产力。

中试是把处在试制阶段的新产品转化到生产过程的过渡性试验，是科技成果产业化的关键环节。北京市发挥科技创新和产业融合发展工作机制作用，提出14条政策举措，支持中试平台既建得起来，又能高效运行。

《若干措施》梯度支持一批中试平台建设：对于人工智能、医药健康、绿色低碳、机器人与智能制造等国际引领产业，新材料、集成电路、空天技术、新型安全应急等固本强安产业，以及未来产业成长方阵，建设一批中试平台，对新建项目按照总投资35%、最高不超过1亿元予以补助支持；对于新一代信息技术、智能网联新能源汽车等能级提升产业，建设一批中试平台集群，对新建项目按照总投资25%、最高不超过5000万元予以补助支持。

05云南省发展改革委、云南省能源局印发《云南省新型储能高质量发展专项行动方案（2025—2027年）》的通知

近日，云南省发改委、云南省能源局联合印发《云南省新型储能高质量发展专项行动方案（2025—2027年）》。根据文件，

1.2027年，云南全省新型储能装机规模达到800万千瓦以上；

2.根据全省新能源装机容量、分布情况、发展规划及消纳趋势等，从平滑新能源功率输出、提升新能源利用率、提高系统安全稳定性、优化源网荷储资源配置等四个维度综合考虑，重点考虑布局在电网关键节点、新能源富集送出消纳压力较大的区域，布局新型共享储能。

3.下发电网侧独立储能项目名单，享受容量电价2025年，重点开展促进新能源消纳、提高电力系统稳定性的新型储能项目建设，形成《2025年云南省新型共享储能项目清单》，共45个项目，规模为895.5万千瓦/2036万千瓦时。2026—2027年，研究提出了《云南省新型共享储能发展规模和布局（2026—2027年）》没有纳入推送清单的电网侧独立储能项目，不进入调节容量市场进行容量租赁，不享受容量电价或容量补偿等支持性政策的新型储能项目。

4.聚焦工业园区、零碳园区、算力设施、大数据中心、商业综合体、光储充放一体化充电桩、分布式光伏、通信基站、低空经济、储能+农业、储能+交通等应用场景，积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式，进一步发挥系统调节作用。

5.推动“新能源+储能”作为联合报价的主体，一体化参与电能量市场交易；推动具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度的新型储能项目，作为独立主体参与电能量交易市场。

6.优化完善新型储能参与电网调频及黑启动辅助服务市场机制，探索研究爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务规模。

06甘肃省发改委印发《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》

2025年12月31日，甘肃省发改委印发《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，其中明确提出：对电力系统确有需要并在全年系统顶峰时段能持续稳定供电的机组，根据其可靠容量进行补偿。补偿范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧独立新型储能，均不含直流配套电源。每年可获得的容量电费为申报容量、可靠容量补偿标准和容量供需系数三者的乘积。可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元（按发改价格〔2024〕1501号规定），自2026年1月1日起执行。容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊。

电网侧独立新型储能运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大出力或放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费。

另外，文件还明确，现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时。现货市场价格机制自2026年1月1日起执行。

07陕西省发展和改革委员会发布《陕西电力调频辅助服务市场实施细则》

12月29日，陕西省发展和改革委员会发布《陕西电力调频辅助服务市场实施细则》。细则提到，调频服务是指发电机组、新型经营主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）等，自动响应区域联络线控制偏差（ACE），按照一定调节速率实时调整有功出力，满足ACE控制要求的服务。陕西调频市场采用基于调频里程的单一制价格机制，按效果付费。

为防止调频造成系统潮流分布大幅变化影响系统稳定运行，并网发电机组单个 AGC单元的中标调频容量不超过其装机容量15%与其可调节容量范围30%两者取小；新型经营主体单个AGC单元的中标调频容量不超过系统调频容量需求值的10%；全网新型经营主体中标调频容量之和不超过系统调频容量需求值的 35%。调度机构可根据电网安全运行需要调整该比例。

当AGC单元排序价格相同时，优先出清k值高的AGC单元；当AGC单元排序价格、k值均相同时，按照申报调频容量等比例出清。

独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体，按月度上网(下网)电量参与发电侧(用户侧)辅助服务费用分摊或分享。分摊费用按月结算，由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算。

现阶段，陕西调频市场与电力现货市场分步出清，待条件具备后，实现调频市场和电力现货市场联合出清。经营主体以AGC单元进行申报，同一家调频服务提供者拥有多个 AGC单元时，应分别申报。不受调度机构单独调控的新能源场站配建储能，可与所属新能源场站联合，以风储、光储形式作为一个AGC单元参与申报。各 AGC 单元需申报的内容为调频里程价格和参与竞标的调频容量。申报调频里程价格的最小单位是0.1元/MW，申报价格范围暂定为0-15 元/MW，申报调频容量的最小单位是0.01MW。

08浙江省发改委发布《关于印发〈新型储能容量补偿资金分配方案〉的通知》

2025年12月26日，浙江省发改委发布《关于印发〈新型储能容量补偿资金分配方案〉的通知》，新型储能容量补偿项目清单显示，获得补偿的项目共17个，总规模为582MW/1.164GWh，第1年补偿金额共2.328亿元。