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储能资讯：行业热点追踪！

发布时间：

2025-07-07

来源：

6月30日，浙江能源监管办发布关于征求《关于做好浙江省长三角“两个细则”结算试运行有关事项的通知（征求意见稿）》。文件提出，参与现货运行的并网主体参与新版两个细则有偿调峰（包括深度调峰和启停调峰）、自动发电控制（AGC）辅助服务的补偿费用按以下方式调整。

地方政策及要闻

01 浙江能源监管办发布关于征求《关于做好浙江省长三角“两个细则”结算试运行有关事项的通知（征求意见稿）》

1.深度调峰辅助服务。现货市场报量报价的并网主体最低技术出力以上部分在新版两个细则中不作补偿，低于现货市场最低技术出力的深度调峰辅助服务的补偿费用按新版两个细则规定执行。

2.启停调峰辅助服务。若现货运行中并网主体成本补偿按照政府授权合约（或中长期合约）未覆盖比例计算，则新版两个细则中启停调峰辅助服务补偿费用进行调整。

另外，电力调度机构应当在2025年12月底前制定电源侧、负荷侧电储能以及可调节负荷参与辅助服务补偿和并网运行考核应具备的相关条件及退出条件，并据此开展相应的准入和退出管理工作。

02 广东电力交易中心发布《广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则（试行）》《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》

6月28日，广东电力交易中心发布《广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则（试行）》《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》。

广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）明确了虚拟电厂的接入管理、能力测试认定、运行管理、信息变更的处理、注销管理等。

参与需求响应交易：负荷类虚拟电厂资源所在地市为单位聚合为交易单元，单个交易单元调节能力不小于5MW；响应持续时间不低于1小时；日前型虚拟电厂响应时间应不大于24小时；小时响应型虚拟电厂响应时间应不大于2小时；直控型虚拟电厂响应时间应不大于300秒。

03 四川电力交易中心有限公司发布《2025年用户侧新型储能项目相关事宜》

6月27日，四川电力交易中心有限公司发布《2025年用户侧新型储能项目相关事宜》。

文件提到，储能用户与储能运营商采用自主协商方式，自行约定储能运营收益计算方式，开展储能运营收益计算。

可选择委托四川电力交易中心有限公司计算储能运营收益用户包括：

（1）2025年直接从电力市场购电的工商业用户，且其储能项目具备单独分时计量条件的储能用户；

（2）符合市场成员基本条件的售电公司。

储能运营收益包括储能充放电形成的峰谷浮动收益和储能放电补偿费用（即储能用户获得的储能放电政府授权合约差价费用）两部分。

储能放电补偿费用

储能放电补偿费用按照政府部门相关规定执行，四川电力交易中心有限公司在收到电网企业推送的储能放电补偿费用后，推送至委托方。

储能充放电形成的峰谷浮动收益

计算周期：

储能放电补偿费用按照政府部门相关规定执行，四川电力交易中心有限公司在收到电网企业推送的储能放电补偿费用后，推送至委托方。

具体方式：

储能充放电形成的峰谷浮动收益=∑分时段原用电量到户电费-∑分时段总下网电量到户电费。（按月计算）

其中，零售用户按户号、批发用户按经营主体进行计算。

储能用户以分时段总下网电量、分时段上网电量及分时段储能充、放电电量还原计算原用电量（即:原用电量=总下网电量-储能充电电量+储能放电电量-上网电量）。

储能充放电形成的峰谷浮动收益为储能装置运营后分时电量结构变化带来的到户电费（不含基本电费）差异资金，到户电费包含分时浮动后的上网电价费用、上网环节线损费用、输配电费（不含基本电费），以及系统运行费、政府性基金及附加费用等。其中，上网电价含用户市场交易电价，以及政府授权合约电价、燃气发电上网电价、省间外购电价分别与市场价（月度和月内集中交易电能量均价）间的价差分推费用折价。

04 浙江宁波前湾新区经信局发布《2025年宁波前湾新区电力保供专项补贴实施方案》

6月26日，浙江宁波前湾新区经信局发布《2025年宁波前湾新区电力保供专项补贴实施方案》，其中明确：对参与聚合调控落实响应的用户侧储能聚合商项目，按响应电量1元/千瓦时进行补贴，对与供电公司数字化平台等有竞价功能的单位，按竞价给予0.5-2元/千瓦时的补贴，补贴金额上限为10万元。

虚拟电厂等临时性区域调峰，有市场出清补贴价格的在浙江省电力交易平台成交价格基础上新区财政另外补2元/千瓦时，区域自发邀约响应补贴单价为2元/千瓦时。补贴金额上限为120万元。

国际政策

01 西班牙储能政策：储能明确列为“公共用途”

西班牙政府于6月24日批准《皇家法令7/2025》，解除了多个长期阻碍储能项目安全合法部署的关键问题。此举是针对该国今年4月遭遇的大规模停电事件所采取的应对措施。西班牙电池储能协会（AEPIBAL）表示，新法规标志着储能在西班牙发展的重大突破。

为加速储能产业发展，该法令规定：若储能设施建于已通过环评的可再生能源电站范围内，则可豁免环境评估程序。这一举措响应了行业长期诉求，有望大幅缩短项目审批周期。

根据最新法令，首次将储能设施及其相关电力连接基础设施明确列为“公共用途”，这将使其在土地获取、审批许可等方面享有与发电设施同等的法律支持，标志着西班牙储能政策的重大突破。

新法规最终落实了AEPIBAL与能源部多年推动的以下核心内容：

储能设施及其相关基础设施——用于电能在输电和配电网络之间的输入与输出——的公共用途声明（The declaration of public utility 简称DUP）被明确确立，正如此前发电设施一样已经享有这一法律地位。“公共用途声明”，意味着政府将该类项目认定为符合公共利益，有权依法征地、简化审批程序等。

对于配置电池储能的混合发电项目，只要储能设施位于项目规划边界范围内，其审批流程将大幅简化，最关键的是这类项目可免于环境影响评估。

明确将"装机容量"定义为逆变器的最大输出功率。这一调整彻底改变了混合项目的审批权限划分标准（＞50兆瓦项目由中央政府审批，≤50兆瓦项目由地方政府审批），今后混合项目中的各组件容量不再进行累加计算。

在能源部与国家市场与竞争委员会（CNMC）博弈的关键领域取得突破性进展——新规废除了混合发电项目在技术限电指令中遭受的歧视性待遇。根据最新规定，所有可再生能源电站（无论是否配置储能系统）将在电网拥堵时获得优先保障，成为最后被削减发电的对象。

另一重大突破在于，储能设施将获得需求侧灵活接入许可，其身份认定不再等同于电力消费者。与此同时，新规统一了并网保证金制度的执行标准：相关事务现改由项目档案管理机构全权处理，且保证金的解除将仅与发电担保挂钩，而与供电合同脱钩。

最后，针对用户侧储能（BTM）领域，新规首次对独立聚合商的职能作出明确规定——这一创新性制度安排尚需后续专项研讨与完善。

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