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储能资讯：行业热点追踪！
发布时间：
2025-07-22
来源：
7月9日，国家发改委、国家能源局印发《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，下发2025年、2026年可再生能源电力消纳责任权重和重点用能行业绿色电力消费比例。文件指出，在电解铝行业基础上增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例。行业上看，2025年钢铁、水泥、多晶硅行业要求绿电使用比例为25.2%~70%，数据中心则均为80%。完成情况核算上，2025年可再生能源电力消纳责任权重应在当年完成，不再转移至2026年。重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主，2025年各省(自治区直辖市)对电解铝行业绿色电力消费比例完成情况进行考核，对钢铁、水泥、多晶硅和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例完成情况只监测不考核。地区上看，2025 、2026年非水电消纳责任权重最高均为30%。其中，2025年要求30%的省份包括内蒙古、吉林、黑龙江、河南、甘肃、青海、宁夏。2026年在2025年的基础上新增了北京、天津、云南。
国家政策及要闻
地方政策及要闻
7月16日，青海省能源局发布《青海省绿电直连实施方案》的通知。文件明确，有序推进以下4种类型的绿电直连项目：
1.新增负荷可配套建设新能源项目。
2.存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。
3.有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。
4.尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。
强化源荷适配：绿电直连项目应实现内部资源协同优化。并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。现货市场未连续运行期间，不允许向公共电网反送。现货市场连续运行后，可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式运行。
项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%。
并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。
02 海南电力交易中心发布《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则》（公开征求意见稿）和《海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则》（公开征求意见稿）
7月15日，海南电力交易中心发布《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则》（公开征求意见稿）和《海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则》（公开征求意见稿）。
《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则》（公开征求意见稿）中提到，鼓励新能源项目积极参与竞价，在合理范围内自主报价，充分发挥市场竞争作用，促使机制电价合理反映新能源项目建设成本、市场供需状况以及行业发展趋势，优化新能源产业资源配置。
集中式新能源项目以电力业务许可证明确的并网时间确认投产时间；分布式新能源项目以实际并网送电时间确定投产时间，以电网企业记录的满足备案证容量的最后一批项目的并网验收时间为准。投产的依据以并网容量与备案容量是否一致为准，两者不一致的允许办理变更备案手续。
选择全部自发自用模式的大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价竞价主体范围。
2025年6月1日前已明确电价的光热项目、竞争性配置的海上风电项目，不纳入机制电价竞价主体范围。
《海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则》（公开征求意见稿）中提到，电网企业每月对纳入机制的电量按机制电价开展差价结算，将机制电价与市场交易均价的差额费用纳入系统运行费用，向全体工商业用户分摊分享，费用科目名称为“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”。
新能源结算电费＝市场交易结算电费+差价结算机制电费
差价结算机制电费＝实际上网电量×机制电量比例×（机制电价-市场交易均价）
新能源主体负责按政策要求参与机制电价竞价和提供必要的竞价资料；机制电价竞价结果公示后审核确认本企业竞价结果。
享有国家财政补贴的新能源项目实行价补分离，补贴标准按照原有规定执行。
03 四川省发展和改革委员会发布《关于电力用户主动错避峰负荷响应电价政策有关事项的通知》
7月14日，四川省发展和改革委员会发布《关于电力用户主动错避峰负荷响应电价政策有关事项的通知》。文件明确，电网企业负责计算供区内参与主动错避峰负荷响应用户的费用，主动错避峰响应电价标准维持不变（0.3元/千瓦时），优先将国网四川省电力公司和地方电网尖峰电价增收资金作为各自供区响应费用的资金来源，并严格按照以收定支原则安排使用。
主动错避峰用户响应费用=响应电量×主动错避峰负荷响应电价×响应系数，其中：响应电量按照我省启动主动错避峰负荷响应相关政策规定计算：
视为无效响应的，响应电量视为0。
响应负荷不足约定响应负荷量（含响应要求的最低压降负荷标准，下同）80%，响应系数为0；
响应负荷超过约定响应负荷量80%但不足120%，响应系数为1；
响应负荷超过约定响应负荷量120%，超出部分响应系数为0.5，其余部分响应系数为1。
四川省7月省级代理购电、1.5倍代理购电工商业用户电价表如下：
04 甘肃省发展改革委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》
调整现货市场价格机制实施容量电价机制对发电侧进行全容量成本补偿后，现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时；出清价格下限设置为0.04元/千瓦时，出清价格上限设置为1元/千瓦时。现货市场限价根据国家政策调整和我省电力市场运行实际动态调整。
1.2025年6月1日以前投产的新能源存量项目
（1）纳入机制的电量规模为154亿千瓦时。
（2）机制电价为0.3078元/千瓦时。
（3）执行期限按照2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模减除。
（4）新能源项目以批准（备案）容量全部建成并网时间作为投产时间。其中：集中式光伏、集中式风电、分散式风电、光热发电项目以电力业务许可证明确的并网日期作为投产时间；分布式光伏项目以电网企业营销系统的并网日期作为投产时间。
（5）扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目上网电量全额纳入机制电量范围；分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541号）批复的风电项目、保障性平价项目（指省内2021年12月31日前核准的不享有财政补贴的新能源并网项目）按照风电年发电利用小时数1800小时、光伏年发电利用小时数1160小时纳入机制电量范围；剩余机制电量规模由其余存量新能源项目按装机容量等比例分配。
（6）享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准继续执行原有规定。
2.2025年6月1日起投产的新能源增量项目
（1）电量规模。每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。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，次年纳入机制的电量规模适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源非市场化比例适当衔接，避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%。
（2）机制电价。已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。分布式光伏项目可自行参与也可聚合参与竞价，聚合商原则上应参考售电公司资质。新能源企业在省发展改革委制定的价格上、下限内申报电量和电价进行竞价，按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。存在两个以上项目按机制电价入选，则根据申报电量比例分配；申报电量未达到机制电量总规模时，按照申报电量分配。
（3）执行期限。确定为12年。入选时已投产的项目起始时间按入选项目公示竞价周期首月确定。入选时未投产项目起始时间按项目申报的投产时间确定，若入选项目未按期投产，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。如实际投产时间较申报投产时间晚于6个月及以上，该项目当次竞价入选结果作废，并取消该项目投资企业所有新能源项目未来3年竞价资格。
（4）原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。
06 浙江省发展改革委、浙江省能源局联合发布《关于做好新能源上网电价市场化改革过渡期有关结算事项的通知》
7月11日，浙江省发展改革委、浙江省能源局联合发布《关于做好新能源上网电价市场化改革过渡期有关结算事项的通知》。
文件提出，浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案及相关细则，近期将出台。
2025年6月1日至文件出台前的过渡期，上网电价结算方案如下：
一、上网电价计算原则
1、存量项目（2025年6月1日前全容量投产）
继续执行现行价格政策及市场规则。
2、增量项目（2025年6月1日起(含)全容量投产）
上网电价：90%煤电基准价+10%实施现货电价(分风电、光伏两类)
二、全容量并网时间的界定
1、颁发电力业务许可证的项目：以电力业务许可证标明的机组投产日期为准；登记多台机组的，以最后一台机组并网的日期为准；
2、无需颁发电力业务许可证的项目：以电网企业记录的首次并网时间为准。
另外，各类新能源项目(含增量项目)可以按照现行市场规则参与绿电交易、结算。
7月11日，东北能源监管局提到，目前东北区域具备一次调频能力的新能源机组容量不足30％，均不具备惯量支撑能力。风光资源不足、负荷快速增加时段难以提供可靠稳定的爬坡支持。新型储能虽具备优秀的电压和频率调节能力，但受盈利模式有限、投资成本高等因素影响，东北区域新型储能发展相对缓慢，装机容量仅为258万千瓦、占总容量的1％，年利用小时仅300小时。
2024年10月东北电网曾出现晚峰时段因新能源出力快速下降，叠加用电负荷增长等因素，40分钟爬坡需求达到近十年罕见的801万千瓦，在全力调用爬坡资源的情况下，仍出现频率长时间波动问题。
东北电网爬坡需求仍将保持快速增长。预计2030年，东北电网新能源装机2.5亿千瓦，占比达58％；最大用电负荷1.15亿千瓦，较目前增长40％。最不利情况下，30分钟、1小时最大爬坡需求将分别达到1977万千瓦、3521万千瓦，爬坡问题趋频趋重，系统低频风险不容忽视。
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