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储能资讯：行业热点追踪！

发布时间：

2025-06-30

来源：

6月26日，国家发展改革委召开6月份新闻发布会，国家发展改革委政策研究室副主任李超透露，随着新能源发电装机比重的提高，对于大规模新能源的高水平消纳，已经成为当前建设新型能源体系的关键。为提升新能源消纳能力，国家发展改革委会同有关方面采取了一系列措施，主要是抓好三个统筹。

国家政策及要闻

01 国家发改委：全国新型储能超80GW，电力现货市场盈利模式和空间将扩大

第一个统筹是，统筹电力外送和就近消纳。充分发挥沙漠、戈壁、荒漠地区风力、光照等资源优势，加快建设“沙戈荒”大型新能源基地，通过将西北等地区风电、光伏发电跨省区进行外送，提升全国范围内新能源消纳能力。在远距离输送的同时，我们也注重挖掘就近就地消纳需求，积极探索新能源和产业发展相融合的新模式。比如，近期国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，支持部分新能源不直接接入公共电网，而是直接向单一电力用户提供绿电，不仅有助于新能源就近消纳，也为高耗能企业、出口型企业以及新能源发电企业等提供了新的发展机遇。

第二个统筹是，统筹电网和调节能力建设。新能源、输电通道、配套调节电源建设协同推进，才能保障新能源高比例消纳。输电通道方面，我国已建成全球规模最大的电网，拥有全球最高输电电压等级、最长特高压输电线路、最大新能源并网规模，目前已投运特高压输电通道43条，今年还会有宁夏至湖南等特高压通道投产，电力外送水平正在不断提高。调节能力方面，目前全国新型储能规模已超过8000万千瓦，随着新能源全面进入市场，新型储能在电力现货市场中盈利模式和空间将更加广阔。

第三个统筹是，统筹能源需求和供给。从需求看，我国电力需求侧灵活性负荷资源丰富，近年来，我们不断健全需求响应长效机制，积极引导各类需求侧资源通过虚拟电厂等方式，参与新能源调峰。从供给看，我们积极推进充电基础设施建设，目前全国充电基础设施已经超过1400万台，通过引导有序充电，提高新能源消纳能力。

与此同时，我们会同有关部门持续深化新能源上网电价市场化改革，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。在各方共同努力下，我国新能源消纳取得积极进展，据统计，目前全国新能源消纳利用率维持在90%以上。下一步，国家发展改革委将会同有关方面，把新能源消纳作为新型能源体系建设的重点，深入落实发电、输电、调节等各环节支持政策，持续推动新能源高质量发展。

地方政策及要闻

01 新疆发展和改革委就《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》发表解读文

6月25日，新疆发展和改革委就《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》发表解读文件。该实施方案被视作新疆136号文配套细则，根据解读文件来看，文件明确了机制电量规模、机制电价水平、增量项目竞价、机制电量差价结算等核心内容。

主要任务：

推动新能源上网电价全面由市场形成、建立新能源可持续发展价格结算机制、确定机制电量规模和电价水平、明确差价结算方式、明确执行期限和退出规则等五项任务。

机制电价和机制电量：

对2025年6月1日以前投产的存量项目，区分补贴项目和平价项目。其中，补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%；
平价项目机制电价0.262元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的50%。
对2025年6月1日及以后投产的增量项目，按照国家改革要求，机制电价需通过竞价形成；机制电量比例暂为其上网电量的50%。

增量项目竞价工作：

增量项目采用边际出清方式、分类型（风电、太阳能）竞价形成机制电价，竞价区间暂定0.150元/千瓦时—0.262元/千瓦时；

竞价工作每年组织一次，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。

目前，我们正在组织编制增量项目竞价工作指引，近期即将印发。

机制电量差价结算：

《方案》明确，对纳入机制的电量，国网新疆电力有限公司每月按机制电价开展差价结算，将同类型项目市场交易均价与机制电价的差额，纳入系统运行费“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目。国网新疆电力有限公司具体编制差价结算细则，负责组织签订差价协议、开展差价电费结算、及时公布结算情况等工作。

解读文件指出，此次贯彻落实136号文件，突出做好新老政策衔接，《方案》在机制电量规模上，补贴项目衔接原优先电量、平价项目按照新老政策支持力度不变测算确定，在机制电价水平上，衔接原优先电量上网电价，确保改革平稳落地。

02 江西省发展改革委发布《进一步完善分时电价机制有关事项》

6月24日，江西省发展改革委发布进一步完善分时电价机制有关事项。提到，除了冬季之外，其他月份都将新增2小时午间深谷电价。深谷浮动比例由原平段下浮60%扩大到70%，全年高峰、平段、低谷浮动比例统一调整为1.6:1:0.4。上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加不参与浮动。

与征求意见稿相比，7月、8月的尖峰时段从21:00-23:00调整为20：30－22：30。

此外，文件提出，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。对原暂缓执行的一般工商业用户恢复执行分时电价。

03 上海市经济信息化委印发《上海市用户侧虚拟电厂建设实施方案》（2025-2027年）

6月23日，上海市经济信息化委印发《上海市用户侧虚拟电厂建设实施方案》（2025-2027年）。《方案》提出，构建“1+5”超大城市虚拟电厂运行管理体系，即“一个虚拟电厂运管平台+五类城市特色资源”，形成以空调负荷、充换电站、新型储能、数据中心、工业负荷等为核心的多元聚合虚拟电厂。

到2025年，基本建成虚拟电厂运行管理和技术标准体系，全市虚拟电厂可调能力达到110万千瓦；2026年、2027年虚拟电厂数字化水平持续提升，可调能力分别达到160万千瓦、220万千瓦。

文件鼓励用户积极配储接入。推动数据中心、通信基站、分布式新能源、工业园区等终端用户配置新型储能，优化负荷峰谷特性、降低用电成本，并积极接入虚拟电厂。

根据上海市用户侧虚拟电厂规划目标，力争2025年用户侧储能的接入容量为200MW，申报可调能力为100MW，实际可调能力为50MW；2026年用户侧储能的接入容量为300MW，申报可调能力为200MW，实际可调能力为150MW；2027年用户侧储能的接入容量为400MW，申报可调能力为300MW，实际可调能力为250MW。

完善价格激励政策。按照国家相关规定，将电网企业用于负荷管理系统平台及装置的建设、运行、维护费用，纳入输配电价成本核算。持续完善对虚拟电厂参与需求响应的电价支持政策，并通过市场竞价形成电价补贴标准。结合虚拟电厂聚合平台调节能力、响应速度，给予一定的资金奖励。

完善参与电力市场机制。在满足相关市场的准入要求后，虚拟电厂可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场，进一步拓宽虚拟电厂收益渠道。电网企业、电力市场运营机构要持续提升服务虚拟电厂参与系统运行和电力市场的水平。

04 天津市发展改革委就《关于优化我市峰谷分时电价机制有关事项的通知（征求意见稿）》公开征求意见

2025年6月16日，天津市发展改革委就《关于优化我市峰谷分时电价机制有关事项的通知（征求意见稿）》公开征求意见。根据文件，天津市的分时电价政策将做两方面调整：

1）拉大峰谷价差至4:1。

2）除7、8月以外，中午12:00~14:00执行2个小时谷段电价。

同时，意见稿强调未形成分时价格的,结算时用电价格按本通知规定浮动比例执行，其中上网环节线损费用折价、系统运行费用折合度电水平、政府性基金及附加、两部制电价的基本电费、功率因数调整电费不参与浮动。

天津市6月份的工商业代售电价格：2025年6月，天津市的销售侧，不同电压等级的峰、平、谷电价为0.3445~1.1453元/kWh。

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