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储能资讯：行业热点追踪！

发布时间：

2025-06-23

来源：

6月13日，国家发改委印发《跨省跨区电力应急调度管理办法（征求意见稿）》。其中提出：应急调度在受入省的落地侧电价，按省间现货市场结算价格上限或南方区域现货市场出清价格上限的最高值确定。

国家政策及要闻

01 国家发改委印发《跨省跨区电力应急调度管理办法（征求意见稿）》

受入省落地电价减去送出省上网电价、各环节输电价格、线损折价后为正的，相关费用纳入送出省系统运行费，由送出省用户和发电企业共同分享，分享比例为80%、20%；受入省落地电价减去送出省上网电价、各环节输电价格、线损折价后为负的，相关费用纳入受入省系统运行费，由受入省用户分摊。发电企业按送出省市场交易价格加上分享部分进行结算。应急调度输电价格和线损折价，按照国家价格主管部门核定的标准执行。

按照“谁支援、谁获利，谁受益、谁承担”原则，明确应急调度电量、电费在送出省发电和用户侧以及受入省用户侧的分配和分摊办法。电网企业、电力交易机构要按规定单独归集应急调度相关电量、电费。应急调度电量不纳入辅助服务费用分摊及偏差电量考核。

地方政策及要闻

01 国家能源局湖南监管办公室公开征求湖南电力市场系列规则意见

6月17日，国家能源局湖南监管办公室公开征求湖南电力市场系列规则意见。提到，经营主体指满足电力市场要求，具备可观、可测、可调、可控能力的主体，主要包括火电(含燃煤、燃气、火储)水电(含抽水蓄能)、储能、虚拟电厂等。

其中，湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则提到，110kV 及以上电压等级并网的电网侧独立储能，调频容量不小于15兆瓦，持续时间不低于1小时。

独立新型储能、抽水蓄能、虚拟电厂暂不参与分摊调频市场服务费。

另外，在调频市场参数表中提到，综合调频性能指标准入门槛为0.3，调频里程价格申报区间为3元/MW-15元/MW，独立储能出清容量上限额定容量，储能合计中标容量占总需求比例上限30%。

02 温州市发展和改革委员会发布《温州市本级迎峰度夏（冬）电力保供补贴实施方案》（征求意见稿）的公示

6月17日，温州市发展和改革委员会发布《温州市本级迎峰度夏（冬）电力保供补贴实施方案》（征求意见稿）的公示，提到，用户侧储能顶峰补贴根据市级指令在规定时段内使用电化学储能顶峰放电的工业企业用户，给予1元/千瓦时的补贴。

值得注意的是，本次政策新增了空调管理补贴，对参与电力紧张时段有效压降的写字楼、酒店、大型商超等商业用户，给予0.2元/千瓦时的补贴。

需求响应补贴，对参与电力紧张时段有效响应的工商业用户，给予在省级需求响应补贴基础上补足至4元/千瓦时的补贴。

本政策自2025年6月15日起开始执行，有效期至2026年1月31日止。

03 海南省发展和改革委员会征求《海南省电力需求响应实施细则（征求意见稿）》意见

6月16日，海南省发展和改革委员会征求《海南省电力需求响应实施细则（征求意见稿）》意见。其中提到，约定型削峰响应按照“一次申报、周期滚动、日前调用”的原则，固定补偿价格为1.0元/千瓦时，按照调用电量进行补偿。执行需求响应当月，未调用部分享受备用容量补偿，补偿标准为0.3元/千瓦·月。

日前邀约削峰响应按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为1.5元/千瓦时。

日内紧急（可中断负荷）削峰响应按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为2元/千瓦时。

日前邀约填谷响应按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为0.3元/千瓦时。

日内紧急填谷响应按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为0.4元/千瓦时。

需求响应资源包含工业生产领域中生产、辅助、办公生活等用电负荷，建筑楼宇中的集中式空调、分散式空调等制冷用电负荷，冰蓄冷、储能设施，电动汽车充电桩、V2G电动汽车等智慧用电设施。鼓励“两高”项目资源注册并优先参与需求响应。

虚拟电厂。具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的负荷聚合商、售电公司或电力用户均可注册成为虚拟电厂，实现可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车等需求侧资源的聚合、协调，可聚合资源需通过省级电力负荷管理中心认定，原则上总调节能力不低于1000千瓦。

现阶段填谷需求响应不考核执行效果。削峰需求响应期间，若经营主体实际响应容量未达到中标响应容量的50%时，对中标经营主体的无效响应容量进行考核，考核费用按小时计算，具体计算公式如下：各小时考核费用=（中标响应容量×50%-实际响应容量）×出清价格×M（0.5），其中M为惩罚因子，视市场运行情况调整。

陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局印发《陕西省服务虚拟电厂建设运营实施方案》

6月16日，陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局印发《陕西省服务虚拟电厂建设运营实施方案》，其中提到，虚拟电厂聚合的分布式光伏、储能等各类调节资源应满足相应资源种类的涉网技术性能标准及并网管理要求。当电网发生紧急供需失衡或设备重过载等运行安全问题时，虚拟电厂聚合资源应按照调度管理规程、超计划用电限电及事故限电方案、有序用电方案、应急预案等，承担电网平衡及安全义务，严格执行调度指令，虚拟电厂运营商不得干扰调度指令传达和执行。

另外，聚合资源应为具有电网企业独立营销户号、在电力交易平台注册的经营主体，推动现有虚拟电厂中电网代理购电用户逐步进入市场。由电力调度机构直接调度管理的发电及储能资源不纳入聚合范围。

结算方式上，虚拟电厂运营商参与需求响应业务，由负荷管理中心按照约定条款对运营商及聚合电力用户分别进行补贴费用计算，并将结算结果及依据传递至电费结算管理部门。

虚拟电厂运营商参与中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场，由电力交易机构按照《陕西省发展改革委关于创新支持虚拟电厂参与电力市场高质量发展实施方案》、陕西电力市场有关规则、细则进行结算，并将结算依据推送至电网企业。由电网企业根据电力交易机构提供的结算依据，按月向虚拟电厂运营商和聚合电力用户出具结算账单，并按照规定向虚拟电厂运营商和聚合电力用户收付款。

虚拟电厂运营商应遵守电力需求响应、电能量市场和电力辅助服务市场相关考核规则，承担相应考核费用。因市场交易结算规则、交易价格等政策性变化或不可抗力引起的偏差，导致结算费用需要调整的，由省电力公司按照相应电力市场交易规则予以退补。

河南省发展和改革委发布《河南电力现货市场2025年第一次结算试运行工作方案》

6月13日，河南省发展和改革委复函同意开展河南电力现货市场2025年第一次结算试运行，同时发布了《河南电力现货市场2025年第一次结算试运行工作方案》。

试运行时间：6月19日～27日开展河南电力现货市场2025年第一次结算试运行，6月18日开始组织日前市场申报，6月19日、6月20日为调电试运行，调电试运行期间机组组合按照市场出清结果执行，6月21日～27日实施结算。

值得注意的是，本次试运行调电期间，调峰辅助服务市场正常开展，6月18日、19日经营主体应正常申报调峰市场，用于调峰辅助服务市场调用和结算。

经营主体范围：发电侧—所有参与现行中长期交易的统调燃煤发电企业、集中式新能源场站；用户侧—普通市场化电力用户；独立储能、虚拟电厂。

日前申报：

独立储能:“报量不报价”参与现货市场。在日前申报日前运行曲线，上网电量接受储能电站所在分区的发电侧日前现货价格，下网电量接受日前现货全网发电侧加权平均电价。实时市场按照日前运行曲线调用，上网电量偏差部分按照储能电站所在分区的发电侧实时价格结算，下网电量偏差部分按照实时现货全网发电侧加权平均电价结算。若因自身原因造成实时运行曲线与日前运行曲线不一致，偏差损益由自身承担;若因电网原因造成实时运行曲线与日前运行曲线不一致，偏差盈利自留，损失按照日前应得收益进行补偿。

申报参数：本次试运行，现货电能量市场申报最低限价为50元/兆瓦时，最高限价为1200元/兆瓦时。后续按照国家要求逐步调整限价范围。

根据参与电力现货市场试运行名单显示，本次共包括12座独立储能电站参与。

结算方案：

本次试运行结算期间，独立储能在日内根据电网调度，导致充放曲线与日前申报曲线不一致时，在日前曲线和实时曲线进行偏差结算时，总费用低于日前收益的，对减少费用进行补偿。计为独立储能因电网调整费用补偿。

盈亏风险控制：

独立储能因现货价差偏小导致每万千瓦容量日均电能量收益不足0.765万元的予以补偿。

结算试运行期间，当独立储能(每万千瓦)现货市场电能量总结算费用小于结算天数与0.765万元的乘积时，对不足部分予以补偿。

06 青海电力市场管理委员会发布《关于投票表决电力辅助服务市场价格机制等相关事项的通知》

6月11日，青海电力市场管理委员会发布《关于投票表决电力辅助服务市场价格机制等相关事项的通知》。

通知指出，国家能源局西北监管局对电力辅助服务市场价格机制等相关事项进行了明确（审议稿）：调整了调峰辅助服务市场价格上限，提出加强辅助服务市场与现货市场衔接。

一、调整调峰辅助服务市场价格上限

按不高于当地平价新能源项目的上网电价原则调整调峰辅助服务市场价格上限。陕西、宁夏、青海辅助服务市场中调峰交易不再分档：