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储能资讯：行业热点追踪！

发布时间：

2026-03-02

来源：

2月11日，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，文件提出：建立可靠支撑调节电源建设的容量市场，进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿。支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕。

国家政策及要闻

01 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》

加快建设支撑电力系统灵活调节的辅助服务市场。规范开展调频辅助服务市场，加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种。加快实现调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。现货市场连续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导辅助服务成本。

逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。

推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。

02 国家能源局启动第六批能源领域首台（套）重大技术装备申报

近日，国家能源局启动第六批能源领域首台（套）重大技术装备申报。

申报项目应属于国内率先实现重大技术突破、拥有自主知识产权、尚未批量取得市场业绩的能源领域关键技术装备，包括前三台（套）或前三批（次）成套设备、整机设备及核心部件、控制系统、基础材料、软件系统等；重点聚焦新型储能、抽水蓄能、氢能及其综合利用、先进可再生能源、新型电力系统、能源系统数字化智能化等方向。

申报项目技术装备应已完成研制，并具备工程应用条件。依托工程应已落实项目建设前置条件，具备一年内签订正式供货合同、两年内正式开工条件，且工程建设周期可控。

装备原则上由用户单位牵头联合研制单位申报，鼓励民营企业牵头或参与申报。每个项目原则上用户单位不超过3家，研制单位不超过5家。各省级能源主管部门、各中央企业集团推荐项目原则上不超过8个，推荐名单需公示不少于5个工作日。对于入选项目多或出台支持政策显著的单位，可按规定增加推荐名额。

申请增加推荐名额的佐证材料需于2026年3月6日前报送。正式申报材料（含推荐函、纸质版及电子版光盘）需于2026年4月24日前通过中国邮政EMS方式寄送国家能源局（科技司）。申报项目以单个技术装备为单位，禁止打捆申报，且申请单位应确保申报材料真实、准确、可追溯。

地方政策及要闻

01 青海省发改委发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》

2026年2月25日，青海省发改委发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，其中明确，2026年青海省统一容量补偿标准按165元/（千瓦·年）执行。

系统容量供需系数=系统总容量需求/系统总可靠容量。其中2026年度全省容量供需系数为1.04。

光热、新型储能有效容量=最大放电功率×（1－厂用电率）×可靠容量系数。

可靠容量系数=MIN（满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%）。

另外明确了2026年光热、新型储能厂用电率暂按21.53%、10.39%计算，系统净负荷高峰时段取近3年净负荷高峰前0.2%时段最大持续小时数4小时计算。光热和新型储能按日统计系统净负荷高峰时段内平均上网时长能力，按月度进行考核。

参与配储的新型储能电站不纳入容量补偿范围，平等参与电力市场交易。抽水蓄能电站建成后，按国家政策有序纳入容量电价机制。

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。分摊容量电费纳入系统运行费用，在系统运行费用科目中下设“市场化容量补偿电费”项，实行单独归集、单独反映。

02 四川能监办发布《四川省电力辅助服务管理实施细则》及《四川省电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》

2月14日，四川能监办发布两个细则征求意见稿，其中提出对独立储能及新能源配建储能给予调峰补偿，其中独立储能按充电量补偿400元/MWh，配建储能按月度充电量小于60小时则补偿标准为80元/MWh，累计充电电量大于等于60小时，则补偿标准为160元/MWh。

《四川省电力辅助服务管理实施细则》明确，基本辅助服务包括基本一次调频、基本调峰、基本无功调节等。有偿辅助服务包括有偿一次调频、二次调频、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、转动惯量、爬坡等。纳入两个细则的独立新型储能容量不低于10MW/20MWh。配建式储能应与配建主体作为统一调度单元参与辅助服务。

AGC补偿：单次有效调节过程调节幅度×k×6元/MW。

APC补偿：APC实际调节里程（兆瓦）×6（元/兆瓦）。

一次调频补偿：小扰动200元/MWh，大扰动1000元/MWh。

调峰补偿：

独立新型储能调峰补偿：对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为400元/兆瓦时。

对于配建储能的新能源，按照全月累计充电电量给予使用频率补偿。当月度累计充电电量＜储能额定容量×30小时，不予补偿；储能额定容量×30小时≤当月度累计充电电量＜储能额定容量×60小时，补偿标准为80元/MWh；储能额定容量×60小时≤当月度累计充电电量，补偿标准为160元/MWh。

有偿无功服务补偿：对发电侧并网主体比迟相功率因数（其中火电、燃机为0.85，水电、光伏、风电为0.9，独立新型储能为0.8）多发出的无功电量或比进相功率因数（其中火电、燃机、水电、独立新型储能为0.97，风电、光伏为0.95）多吸收的无功电量进行补偿，补偿价格为50元/MVarh。

黑启动补偿：水电机组暂定按2万元/月·台，其它常规机组暂定按10万元/月·台补偿；黑启动成功后的并网主体获得100万元/台的调用补偿费用。

转动惯量补偿：100元/Mvar。

爬坡补偿：含配建储能的风电光伏、新型储能补偿取40元/MW。

按照“谁受益、谁承担”原则，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊；为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊；为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。转动惯量由新能源承担；其余辅助服务费用原则上由发电侧的并网主体、用户侧的并网主体共同承担。

《四川省电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》明确提出针对新型储能的可用率进行考核，月度累计考核电量的最大值不超过全场站当月上网电量的2%。新型储能功率或能量可用率低于额定值70%时，则每月按储能额定容量×5小时进行考核。

另外文件要求发电侧并网主体和新型储能电站必须具备一次调频功能，并对一次调频能力进行偏差考核。

03 内蒙古能源局发布《内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版(征求意见稿)》、《蒙东电力市场规则体系2026年修订版(征求意见稿)》

2026年2月14日，内蒙古能源局发布《内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版(征求意见稿)》、《蒙东电力市场规则体系2026年修订版(征求意见稿)》。

《内蒙古电力多边交易市场电力现货交易实施细则（征求意见稿）》中明确，当可再生能源富裕程度小于零时，新能源富裕，存在弃风弃光，独立新型储能电站不得放电。

在电力供应紧张、调峰或断面调控困难等时段，电力调度机构可根据系统运行需要，要求独立新型储能按照“报量报价”方式参与。

有功调节速率，单位为MW/分钟，暂定为装机容量的3.3%，根据网内储能电站规模及电网运行实际调整。

荷电状态是指储能存储电量占额定容量的比值，最大允许荷电状态应在经营主体荷电状态的90%~100%之间，最小允许荷电状态应在经营主体荷电状态的0-10%之间。

独立储能电站单日充放电循环次数上限为1.5次，最小连续充放电时长为30分钟，电站单日全容量充电次数上1.5次。

综合考虑边际机组成本、电力供需情况、能源绿色转型等因素，现货市场申报价格下限为-50元/MWh，申报价格上限为1500元/MWh；现货市场出清价格为单位为5.106元/MWh。

《内蒙古电力多边交易市场需求侧响应交易实施细则（征求意见稿）》提出，日前需求侧响应市场中，申报响应价格下限为100元/MWh，上限为1500元/MWh。市场初期，参与响应经营主体只能进行一段报价；后期适时开放多段报价。

次月紧急需求侧响应容量市场，最低申报响应容量3MW，响应价格下限为100元/MWh，上限为3000元/MWh。市场初期，参与响应经营主体只能对全月全部时段进行一段报价；后期适时开放多段报价。

《内蒙古电力多边市场运行参数（试行）（征求意见稿）》明确，新能源保底结算价格为50元/兆瓦时；绿电交易环境价值不得低于1元/兆瓦时，不得高于31.5元/兆瓦时。

《蒙东电力市场现货交易实施细则(试行)(征求意见稿)》提到，集中式新能源场站与配建储能以一体化形式参与现货市场。集中式新能源场站通过“报量报价”的方式全电量参与现货市场。配建储能实际充放电时段免予考核。

新能源场站与其投资建设的配套储能装置作为联合主体参与现货市场；配套储能通过技术改造满足下述技术条件时，可自愿转为独立储能运行，并作为独立储能参与现货市场，相应方案另行制定。

技术条件方面，对同一安装地点功率不低于3万千瓦的配建储能，按照自愿原则，改造后接入电压等级为110千伏及以上，具备独立计量、控制等技术条件，达到相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面的要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的，可转为独立储能。涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。

《蒙东电力市场结算实施细则(试行)征求意见稿)》中，市场初期，独立储能同时参与中长期市场和现货市场时，独立储能实际放(发)电量现货结算电价为所在电气节点的节点电价，独立储能实际充(用)电量现货结算电价为全网用户侧统一结算点电价且需参与各项市场运营费用(除省间损益费用及阻塞费用)相关结算科目的分摊或返还。独立储能参与现货市场未参与中长期市场时，独立储能实际放(发)、充(用)电量现货结算电价为所在电气节点的节点电价，且无需参与各项市场运营费用相关结算科目的分摊或返还。调试期独立储能项目充电电量不能由电网公司代理购电。

独立储能电能量电费包含省内现货市场电能量电费、省内中长期合约差价电费、调平电费等。计算公式如下:

对已签订中长期合约的独立储能场站设置独立储能中长期偏差收益回收机制，独立储能中长期净合约放电(充电)电量高于允许上限的电量部分或低于允许下限的电量部分，以T周期分别进行超额收益回收或缺额收益回收，按月度在发电侧与用电侧平均返还。发电侧按市场化机组(不含鲁固直流配套电源)合约执行情况进行返还，用电侧按市场化用户合约执行情况进行返还。

另外文件还提出，根据市场供需比，启动市场力缓解机制市场力行为监测。日前市场出清后，逐时段计算市场供需比(市场供需比={市场发电能力+固定出力(含储能)-外送电力+受入电力}/实际负荷)和价格情况，初步判断市场内是否存在操纵市场力的行为，并启动市场力行为监测，具体标准如下：