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储能资讯：行业热点追踪！

发布时间：

2025-05-26

来源：

国家政策及要闻

01 国家能源局发布《关于进一步加强电力应急体系和能力建设的指导意见》（5月20日）

国家能源局近日发布的《关于进一步加强电力应急体系和能力建设的指导意见》明确，加快推进国家级电力应急力量建设。国家能源局细化明确国家级电力应急基地和研究中心建设节点、能力标准、保障要素等要求，推动建成7个国家级电力应急基地和2个研究中心并形成实战能力，不断提升跨区跨企应对重特大突发事件协同作战能力。

要进一步增强电力应急抢修恢复能力，《意见》提出，提升重要用户电力自保能力。国家能源局出台重要电力用户认定及其自备应急电源监督管理办法，各级电力管理部门加强重要电力用户统一认定管理，督促重要电力用户按照规定配置、使用、维护自备应急电源，加强对重要电力用户自备应急电源配置的检查指导，着力提高重要电力用户应对涉电突发事件的能力。

此外，提高电力应急物资储备水平。电力企业要加强电力应急装备和重要设备备品备件储备，针对性优化电力应急专用物资的品种、规模、结构、布局。进一步规范应急物资和装备维护管理，提升电力应急物资全程监管、统一调拨、动态追溯等信息化、智能化水平。建立健全灵活机动的储备运行机制，及时更新换代。

地方政策及要闻

01 安徽省能源局发布《关于贯彻落实 (分布式光伏发电开发建设管理办法〉的通知（征求意见稿）》（5月20日）

5月20日，安徽省能源局发布关于征求《关于贯彻落实(分布式光伏发电开发建设管理办法〉的通知(征求意见稿)》意见的函。

其中指出：切实做好对自然人、非自然人、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目的分类管理，积极推进分布式光伏发电就近就地开发利用。《安徽省能源局关于做好2024年度6兆瓦以下地面光伏电站项目建设规模管理工作的通知》(皖能源新能函〔2024〕94号)明确纳入建设规模管理的6兆瓦以下地面光伏电站归于集中式光伏项目管理。

鉴于各类工商业企业负荷特性存在明显差异，我省对工商业分布式光伏年自发自用电量比例暂不做要求，鼓励通过光储协同、柔性负荷调度等方式提高自发自用比例。大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式，也可采用自发自用余电上网模式参与我省电力现货市场，当用户负荷发生较大变化时，可向省能源局申请调整为集中式电站。

在“四可”功能改造方面，新建项目应在并网验收前通过相关功能测试，存量项目由电网企业、项目单位根据产权分界点加大投资建设改造力度，原则上于2025年12月31日前完成改造。

在备案方面，各市发展改革委要加强对属地备案工作的指导，不得以统筹开发、市场整顿、容量限制等为由暂停或暂缓项目备案，确因拆迁移民规划、乡村风貌保护等原因暂不宜开展分布式光伏项目建设的，应依法向社会公开，并在办理备案时告知备案主体及电网企业。项目开工后，备案主体应当及时通过安徽省投资项目在线审批监管平台如实报送项目开工建设、建设进度、竣工时间和运维主体等信息。项目投产之前，不得擅自转让给其他投资主体。项目建成并网一个月内应完成建档立卡填报工作。

在负荷方面，鼓励分布式光伏发电项目通过光储充一体化、源网荷储协同互动等方式提升就地消纳能力。依托新增负荷建设的全部自发自用的分布式光伏发电的项目，不受可接入容量的限制。

02 浙江温岭市人民政府发布《关于加强温岭市新型储能电站管理工作的通知》（5月20日）

5月20日，浙江温岭市人民政府发布《关于加强温岭市新型储能电站管理工作的通知》。文件规定，新型储能项目建设单位应在竣工验收合格后，及时向市住房和城乡建设局申请消防验收或备案抽查

属于特殊工程的，属地建设部门在接到消防验收申请后，组织或委托第三方技术机构对建设工程开展进行现场评定，并按照国家有关规定，出具《建设工程消防验收意见书》。

电网侧新型储能项目原则上布局在负荷中心、电网调节能力较弱及新能源消纳受限等区域，鼓励建设功率不低于50MW、容量不低于100MWh的项目。

电源侧新型储能由投资主体根据各区域新型储能规模和企业规划建设的其他电源项目需要，做好储能项目布局。

用户侧新型储能由投资主体根据自身需要，做好储能配置规划。

03 上海市发展和改革委员会发布《上海市新型电力系统调节能力奖励资金管理办法》（5月16日）

5月16日，上海市发展和改革委员会网站发布《上海市新型电力系统调节能力奖励资金管理办法》的通知，通知指出，对于上海市范围内建设运营的、服务于新型电力系统发展的调节能力给予资金补贴。

虚拟电厂资源聚合平台、电动汽车充放电（V2G）调节能力、新型储能三类项目（需在2024年1月1日至2028年12月31日并网）可申请奖励，奖励申请主体应为虚拟电厂运营商或新型储能企业。

2025年9月1日前并网项目奖励标准

1.虚拟电厂资源聚合平台奖励标准：按调节能力给予50元/千瓦·年奖励，单个平台每年最高150万元。符合政策要求的项目可连续3年获得奖励。

2.V2G调节能力奖励标准见下表，符合政策要求的项目可连续3年获得奖励。其中，智能充电桩奖励仅适用于2024年底前，将个人自用非智能充电桩替代为智能充电桩的项目。

3.新型储能度电奖励。根据实际放电量给予奖励。具备技术先进性、产业带动性、用地集约性的用户侧储能：0.2元/千瓦时。具备技术先进性、产业带动性的独立储能电站：0.35元/千瓦时。具备技术先进性、产业带动性、用地集约性的独立储能电站：对“入楼”部分储能电池额外奖励0.2元/千瓦时。符合政策要求的项目可按首年申报标准连续3年获得奖励，每千瓦时储能容量每年可奖励电量600度。

高比例先进技术奖励。一次性奖励先进技术设备投资高出常规锂电投资部分的40%，单个项目最高5000万元。

后续并网项目奖励标准

2026年至2028年奖励标准在上述标准基础上逐年递减：虚拟电厂资源聚合平台、V2G调节能力项目每年下降5%；新型储能项目每年下降10%。其中，2026年奖励标准适用于2025年9月1日（含）至2026年6月30日（含）并网项目；2027年奖励标准适用于2026年7月1日（含）至2027年6月30日（含）并网项目；2028年奖励标准适用于2027年7月1日（含）至2028年12月31日（含）并网项目。

申请奖励的企业需要满足的条件

需符合信用状况良好的基本条件，在本市公共信用信息服务平台未记载3年内能源、环保领域严重失信信息，且未被列为失信被执行人、重大税收违法案件当事人。

新型储能项目技术先进性具体要求

储能项目应采用具有高安全可靠性的先进技术。享受2025年度奖励标准的，采用先进技术规模容量占项目总容量比例不低于15%；享受后续年度奖励标准的，应用先进技术规模容量占项目总容量比例要求每年提升10%。享受2025年度高比例先进技术奖励标准的，采用先进技术规模容量占项目总容量比例不低于75%；享受后续年度奖励标准的，应用先进技术规模容量占项目总容量比例要求每年提升5%。

04 贵州发改委发布《省发展改革委关于优化完善峰谷分时电价有关事项的通知（征求意见稿）》（5月16日）

5月16日，贵州发改委发布《省发展改革委关于优化完善峰谷分时电价有关事项的通知（征求意见稿）》。新的调整下，非冬季的午间13:00-14:00改为低谷电价，而平段电价由此前的包含输配电价，改为输配电价不参与上下浮动，意味着峰谷电价差将因此缩小。

其中明确执行范围包含：两部制电价的工商业用户，集中式充换电、独立储能电站充电。

工商业用户参与浮动的平段电价为上网电价（交易电价或代理购电价格），输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加、上网环节线损费用不参与浮动。

05 天津市工信局等印发《天津市电力需求侧管理实施细则》（5月15日）

5月15日，天津市工信局等印发《天津市电力需求侧管理实施细则》。文件提出，工业、通信、金融、互联网等对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，应根据系统运行需要合理配置新型储能设备，用电高峰期释放储能电量，从而降低大电网调峰调频压力。

鼓励企业、园区、电力需求侧管理服务机构等各类市场主体积极推动屋顶光伏建设和光伏建筑一体化应用，提升可再生能源消费占比，加快新型储能多场景示范应用。鼓励电力用户购买可再生能源电力，促进可再生能源灵活消纳。

市工业和信息化局、区电力管理部门应推进电网运行方式向源网荷储互动、分层分区协同控制转变，鼓励各类市场主体参与绿电交易或购买绿证、使用绿电；鼓励工业企业、工业园区开展绿色低碳微电网和源网荷储一体化建设。

支持工业电力用户、大型商业综合体、酒店、公共建筑等电力用户群积极参与虚拟电厂建设。推动虚拟电厂运营商参与需求响应、辅助服务等电力市场交易。

06宁夏市场监管厅发布《构网型电化学储能系统接入电力系统技术规范》《构网型储能参数整定技术规范》、《构网型储能系统接入电网测试规范》、《虚拟电厂并网运行技术规范》、《新能源场站风光资源监测技术规范》等5项地方标准征求意见稿。（5月14日）

5月14日，宁夏回族自治区市场监管厅发布关于征求《构网型电化学储能系统接入电力系统技术规范（征求意见稿）》等5项地方标准意见建议的通知，面向社会公开征求意见，征求意见时间为30天（5月14日至6月13日）。

《构网型电化学储能系统接入电力系统技术规范》

《构网型储能参数整定技术规范》

《构网型储能系统接入电网测试规范》

《虚拟电厂并网运行技术规范》

《新能源场站风光资源监测技术规范》

《构网型电化学储能系统接入电力系统技术规范》规定了构网型电化学储能系统接入电力系统的技术规范。适用于通过10（6）kV及以上电压等级接入交流公网的新建、改建和扩建的构网型电化学储能系统，其他接入方式的构网型电化学储能系统可参照执行。

《构网型储能系统接入电网测试规范》规定了构网型储能系统接入电网测试条件、测试设备、测试项目、测试方法及测试报告等。适用于额定功率100kW及以上且储能时间不低于15min的构网型电化学储能系统，其他功率等级和储能时间的构网型储能系统可参照执行。

《虚拟电厂并网运行技术规范》规定了虚拟电厂功能要求、性能要求、数据接入要求、网络安全要求、终端要求和信息交互要求。适用于由国网宁夏电力有限公司所属单位建设运营或社会运营商自建并统一接入自治区虚拟电厂管理平台的虚拟电厂。

构网型电化学储能系统接入电力系统方案应满足电化学储能电站接入电网设计规范要求。具有参与电力系统调峰、调频、调压等能力，具备有功功率响应及控制、惯量响应与一次调频、阻尼控制、电压调节及无功控制、黑启动、并离网切换、构网模式和跟网模式切换等功能。

设备技术要求主要包括构网型储能单元（储能电池、构网型储能变流器、升压变）、无功补偿设备等一次系统设备，调度自动化与通信系统、继电保护与安全自动装置等二次系统设备，以及相关辅助设备等。

其中，在额定电压下，单个构网型储能变流器交流侧电流在110%额定电流下，应能长期持续运行；在120%额定电流下，持续运行时间应不少于2min。

储能电站升压站已完成启动投运，储能单元已完成核相及带负荷检查试验，场站具备并网测试条件后，方可进行接入电网的现场测试。构网型储能系统应在并网运行3个月内完成接入电网测试，测试过程中应记录测试数据和环境条件，测试完成后应出具测试报告。

虚拟电厂运营商将各类分布式资源（可调节负荷、分布式电源、储能）聚合，并通过聚合运营系统接入虚拟电厂管理平台参与电网运行及电力市场。其中储能侧资源应为区内电源侧、电网侧、用户侧各类储能设施。

虚拟电厂聚合运营系统平均无故障工作时间应不低于10000小时，每月运行可靠率应不低于99%。

调节容量应不低于10MW，且应不低于最大用电负荷的10%。调节响应时间应不超过15min。

07 广西壮族自治区发改委就《新能源可持续发展价格结算机制实施细则》、《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》征求意见

近日，《广西壮族自治区新能源可持续发展价格结算机制实施细则》、《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》发布。其中明确：分布式新能源机制电价为广西燃煤基准价0.4207元/kWh，纳入机制电量比例为100%。集中式新能源项目（不含海上风电项目）机制电价为0.324元/kWh，其中2025年电量已由2025年中长期合约保障，不再设置机制电量。

机制电价执行期限为剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定。

增量项目机制电价，由已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，分为风电、光伏两类组织竞价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，竞价上限暂定为0.4207元/kWh，竞价下限初期可按照最先进电站造价水平折算度电成本确定，后续视情况取消。

纳入2025年机制电量的规模，按照广西2024年新能源非市场化比例确定为33%（全年为65%）/广西现行新能源非市场化比例确定为8%（全年为16%）。

2026年及后续年份每年新增纳入机制的电量规模，根据可再生能源消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定，但不得高于上一年。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制电量的规模适当增加。单个项目申请纳入机制的电量的比例不超过80%。

每月对纳入机制的电量按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用，向全体工商业用户分摊分享。

明确新能源参与市场方式，集中式新能源项目以“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场，分布式新能源可作为价格接受者或由聚合商聚合参与现货市场。

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