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储能资讯：行业热点追踪！

发布时间：

2025-04-08

来源：

国家政策及要闻

01 国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿）

3月26日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿）。其中指出，配备储能设施的可再生能源发电项目，储能设施放电电量不核发绿证。项目应对储能设施充放电量单独计量，现阶段未配置独立计量装置的，按项目上网电量扣减下网电量的原则核发绿证。

对于源网荷储、风光制氢（氨/醇）、燃煤自备电厂可再生能源替代等包含多种发电类型、储能装置的一体化项目，项目业主应委托电网企业或其他法定计量检定机构为其不同的可再生能源发电设施单独装表计量。

02 国家能源局华中监管局发布《湖北、江西、重庆电力调频辅助服务市场运行规则》

4月2日，国家能源局华中监管局发布《湖北、江西、重庆电力调频辅助服务市场运行规则》。新型经营主体含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。不受调度单独调控的新能源场配建储能，可以风储、光储形式作为一个调频单元参与调频市场。

参与提供调频辅助服务的调频单元综合调频性能系数K应不低于0.6，若调频单元因自身原因同一运行日内持续8个中标时段未能达到0.6，则当日不获得调频里程补偿费用。

调频里程申报价格上、下限分别暂定为15元/兆瓦、5元/兆瓦，已获得容量电费但未主动参与市场申报的调频单元自动参与市场申报，默认报价缺省值为5元/兆瓦。

电力现货市场连续运行前，由发电侧经营主体（含新型储能上网电量）全额分摊，发电侧经营主体中参与分摊的主体与华中区域“两个细则”分摊主体保持一致。

《规则》明确风储光储和风光新能源小于10秒、新型储能小于3秒、虚拟电厂和负荷聚合商等新型经营主体小于30秒的调节过程为随机波动，不纳入调节过程统计、考核与补偿。

据调频辅助服务市场运行参数表，新型经营主体合计中标容量占比为湖北30%，江西30%，重庆30%。

03 国家能源局东北监管局发布《东北电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》

3月31日，国家能源局东北监管局发布《东北电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》。文件明确，各省(区)实时深度调峰交易报价上限为当地平价新能源项目的上网电价。其中辽宁0.3749元/Wh，吉林0.3731元/Wh，黑龙江0.3740元/Wh、蒙东0.3035元/Wh。

东北电力调峰辅助服务分为基本义务调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务。电力辅助服务市场的经营主体为东北地区的并网发电厂，包括火电厂、风电场、光伏电站、核电厂。

地方政策及要闻

01 安徽发改委发布《关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》（4月1日）

4月1日，安徽发改委发布《关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，较现行电价政策，增加2-3小时的午间低谷时段，相应的平段电价也有调整。

春秋季（2-6月、10月、11月）

高峰时段（8h）：6:00-8:00，16:00-22:00；

平段（6h）：8:00-11:00，14:00-16:00，22:00-23:00；

低谷时段（10h）：11:00-14:00，23:00-次日6:00；

夏季（7月、8月、9月）

高峰时段（8h）：16:00-24:00；

平段（7h）：0:00-2:00，9:00-11:00，13:00-16:00；

低谷时段（9h）：2:00-9:00，11:00-13:00；

冬季（1月、12月）

高峰时段（8h）：15:00-23:00；

平段（6h）：6:00-12:00，14:00-15:00；

低谷时段（10h）：12:00-14:00，23:00-次日6:00；低谷电价在用户购电价格加输配电价基础上下浮61.8%；夏、冬季高峰电价上浮84.3%，春秋季高峰电价上浮74%。峰谷分时电价损益通过系统运行费用向全体工商业用户分摊或分享，按月发布、滚动清算。

对用电容量315千伏安及以上工业用电试行节假日深谷电价：每年3天及以上节假日期间（具体时间以国家公布为准），午间11:00-15:00设置为深谷电价时段，深谷电价在低谷电价基础上下浮20%。

对用电容量315千伏安及以上工业用电执行尖峰电价：每年7月15日—8月31日期间20:00-22:00，和每年12月15日—次年1月31日期间19:00-21:00，尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。

用电容量100千伏安及以上工商业用户执行峰谷分时电价政策，100千伏安以下工商业用户可按年度自愿选择执行峰谷分时电价。

02 江苏省无锡市政府办公室发布《无锡市零碳园区建设三年行动方案（2025—2027年）》（3月27日）

3月27日，江苏省无锡市政府办公室发布《无锡市零碳园区建设三年行动方案（2025—2027年）》。其中提出，2025年，遴选15家基础较好、意愿较强、潜力较大的园区开展零碳园区建设，13家工厂开展零碳工厂建设，推动8个源网荷储一体化项目建设，培育8家注册虚拟电厂。到2027年底，完成10家以上零碳园区项目的建设与验收，建成20家以上零碳工厂，建成10个以上源网荷储一体化项目，培育20家注册虚拟电厂。

推广新型储能应用，鼓励在用户侧配置新型储能，提升新能源就近就地并网消纳能力。推动园区内新建民用建筑中星级建筑比例保持在100%。推广“光储直柔”、建筑信息模型等先进绿色技术集成应用。

推进新型储能设施建设，加快分布式新能源就地使用，推动配电网改造升级，推动分布式发电与电动汽车（用户储能）灵活充放电相结合，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，高标准建设园区智能微电网，提升园区源网荷储协调能力。

依托国网无锡供电公司，建立无锡市虚拟电厂管理中心，完善虚拟电厂运营管理制度，统筹市级、区级虚拟电厂和公共建筑、充（换）电设施、数据中心等具体场景虚拟电厂建设工作，逐步推进新型储能、分布式光伏、天然气分布式发电等电源类项目，园区内工业企业、公共机构、商业空调等可调负荷资源接入虚拟电厂。

对零碳园区、零碳工厂建设情况、源网荷储一体化项目完成情况等，按照绩效评价结果，市级以“拨改转”方式给予最高500万元的奖励，可与特色产业园奖补政策重复享受。

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