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储能资讯：行业热点追踪！
发布时间：
2025-09-02
来源：
国家政策及要闻
8月25日，国家能源局西北监管局发布《西北区域跨省电力中长期交易实施细则——新型储能交易专章（征求意见稿）》。文件明确，独立储能电站作为经营主体，以批发用户和发电企业双重身份参与跨省电力中长期交易，同一独立储能电站不能以批发用户和发电企业两种身份同时参与交易。
地方政策及要闻
8月26日，内蒙古自治区能源局发布《优化用电成本促进蒙东地区经济高质量发展的工作方案（征求意见稿）》。其中提出，鼓励增量配电网与新能源、储能融合发展，满足增量配电网内电力供应、灵活调节、节能降碳等需求，依靠自发自用新能源电量优化配电网项目成本。
通过支持增量配电网建设、绿电消纳、储能项目运行、优化营商环境、新旧动能转换、各类市场主体发展和新型能源体系建设等方面，助力蒙东地区经济发展。
国家发展改革委核定第四监管周期（2026年至2028年）输配电价时，要积极争取国家发展改革委、国家电网对蒙东电网的支持，维持现有蒙东电网外送电量3.01分/千瓦时的输电价格优势。
8月26日，江苏电力交易中心转发《省发展改革委关于切实做好电力现货市场转入连续结算试运行工作的函》。其中提出，自9月份起，由江苏电力调度控制中心会同江苏电力交易中心组织开展电力现货市场连续结算试运行。
《江苏省电力现货市场运营规则（V2.1版）》提到，日前市场电能量申报价格上限1500元/兆瓦时，下限0元/兆瓦时。
发电侧全容量报价按照新能源、核电、煤电优先发电顺序，细化各类型电源申报价格下限。新能源第一段申报起点为0兆瓦，申报价格下限0元/兆瓦时，前三段每段价差不小于5元/兆瓦时，前三段每段申报范围不高于10%额定容量。
初期，参与现货市场的新能源中，统调新能源参与现货申报、出清和结算，其他新能源（含统调新能源电站中存在部分参与绿电和非统调挂接的情况）暂不参与现货申报、出清，仅参与实时现货市场结算。加快推动各类新能源参与现货市场出清。
虚拟电厂在形成完善的调节能力和调节效果动态评价机制等确定后，加快推动虚拟电厂以报量报价方式参与日前市场。初期，虚拟电厂参照普通售电公司参与现货市场。
电网侧储能以场站为单位报量报价参与现货市场，申报交易信息主要包括：D日充电量价曲线和放电量价曲线（MW）。第一段出力区间起点为0，终点不低于25%额定充放电功率，最后一段出力区间终点为场站的额定充放电功率，每一个报价段的起始出力点必须为上一个报价段的出力终点。报价曲线必须随出力增加单调非递减。每个报价段的步长不能低于0.1MW。每段报价均不可低于申报价格的下限值，不可高于申报价格的上限值。初期，储能电站视情况参与日前现货市场，可根据储能电站申报的日前充放电计划，经调度安全校核后安排充放电，参与现货市场结算。
8月26日，贵州省住房和城乡建设厅发布《关于加强电化学储能电站消防设计审查验收管理工作的通知（征求意见稿）》。其中规定电化学储能电站分为特殊建设工程和其他建设工程。
04 贵州发改委公开征求《贵州省关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》意见
8月25日，贵州发改委公开征求《贵州省关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》意见。规定存量项目机制电价执行贵州省燃煤发电基准价0.3515元/千瓦时。
现货市场出清申报价格上限1元/千瓦时，申报及出清价格下限-0.006元/千瓦时。增量项目风电、光伏项目竞价上限0.3515元/千瓦时，风电项目竞价下限0.19元/千瓦时，光伏项目竞价下限0.25元/千瓦时。
增量项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定下限。
8月18日，山西省能源局、山西能监管办发布《虚拟电厂建设与运营管理暂行办法》。其附件规定了虚拟电厂参与电能量、辅助服务市场需满足的技术要求。
虚拟电厂调节响应能力：要求调节速率不低于(调节容量x3%)/分钟，且不低于0.15MW/分钟。响应时间方面，虚拟电厂调节出力应与指令调节方向一致，且可在120秒内跨出调节死区。
调节精度方面，以每15分钟为一个时段进行偏差率考核，要求“负荷类”虚拟电厂不超过±15%,“源荷类”虚拟电厂不超过±10%，偏差率=〔实际电量(含0.5倍的自发自用电量)-计划电量〕/（参与电能量市场调节容量x0.25小时)x100%;“分布式电源类”虚拟电厂不超过±10%，偏差率=(实际电量-计划电量)/(计划电量)x100%。
资源聚合能力：“分布式电源类”虚拟电厂新能源及储能装机容量不低于5MW；“负荷类”虚拟电厂调节容量不低于5MW，且不低于最大聚合容量的10%，具备按照调节容量要求持续参与响应不小于2小时的能力，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正。
聚合的储能资源作为发电侧或用电侧的配套设施，不单独作为聚合主体参与交易。
8月20日，河北发改委印发《关于加快推进独立储能项目建设提升电力调峰和新能源消纳能力的通知》，其中提出加快建设进度。为加强独立储能项目规划布局，实现集约、高效、有序发展，后续不再组织电源侧配建、共享储能转独立储能工作。电源侧配建、共享储能不享受独立储能价格政策。
据悉，2022年5月，河北发改委曾印发《全省电网侧独立储能布局指导方案》和《全省电源侧共享储能布局指导方案（暂行）》，规划到“十四五”末，在全省23个重点县区新建共享储能电站27个，建设规模约500万千瓦。而在《河北省2025年拟安排独立储能项目清单》中，共安排了储能项目共37个、6.4GW/20.86GWh。（详细项目清单见文末）
2024年河北发改委发布《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》，确认独立储能电站可享受容量电价。其中2024年5月31日前并网发电的，年度容量电价按100元/千瓦（含税、下同）执行，2024年6月1日至9月30日并网发电的，容量电价逐月退坡、分别为90元/千瓦、80元/千瓦、70元/千瓦、60元/千瓦，2024年10月1日至12月31日并网发电的，年度容量电价按50元/千瓦执行。独立储能电站容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户按月分摊。
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