国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》

行动方案主要涉及总体目标、应用场景、利用水平、创新融合、标准体系、市场机制等方面。

行动方案指出，2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。

鼓励新型储能全面参与电能量市场。推动“新能源＋储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。推有序推动新型储能参与中长期市场。

引导新型储能参与辅助服务市场。结合电力市场建设进展，有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务规模。

加快新型储能价格机制建设。推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。各地要加快推进电力中长期、现货市场建设，完善市场价格形成机制，推动合理形成新型储能充放电价格。

国家发改委、国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》

9月12日，国家发改委、国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，其中明确提出：鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型经营主体和用电侧主体“报量报价”参与现货市场竞争，探索按节点/分区电价申报及结算。支持“电源+储能”作为联合报价主体参与现货市场。

研究建立面向各类电源的容量补偿机制。结合各地电力市场成熟度，建立容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。省级价格主管部门会同有关部门按照基本回收市场边际机组固定成本的原则，结合电能量和辅助服务等市场收益情况，统筹考虑能源电力规划、电力供需关系、用户承受能力等因素，合理确定单位可靠容量补偿标准并动态调整。有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统容量长期充裕，条件成熟时建设容量市场。

另外文件提出因地制宜健全辅助服务市场体系。其中在调频市场方面，基于调节速率、调节精度、响应时间等细分性能，建立以调节效果为导向的市场机制，推动调频市场与电能量市场联合出清，实现整体成本最优。

上海市发展和改革委员会发布《关于报送2025年度第二批独立储能电站项目的通知》

9月17日，上海市发展和改革委员会发布关于报送2025年度第二批独立储能电站项目的通知。申请纳入2025年度第二批独立储能项目计划的项目应可在2026年6月30日前完成备案，经相关专业管理部门审核并具备开工条件。

重点对项目的建设条件（包括选址、电网、占压基本农田（含储备区）、生态红线、城镇开发边界、自然保护区等限制性因素进行分析）、建设方案、建设模式、运行模式、消防方案、安全设计、施工组织、环境影响和社会效益等方面进行分析论证。

项目单位业绩和资信证明，项目单位应有相关建设运营经验，具备项目开发建设所需要的技术、资金和经营管理能力，且股权相关企业均不存在失信、违规建设及项目重大变更未及时变更备案等行为。

黑龙江省发改委关于印发《黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》的通知发布

9月15日，关于印发《黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》的通知发布。

新能源项目可报量报价参与市场交易，也可以接受市场形成的价格，支持分布式光伏项目直接或通过聚合方式参与市场交易。根据电力市场建设情况，逐步放开生物质等各类电源进入市场参与交易。

不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，鼓励配建储能转为独立储能。

存量项目：

项目范围：2025年6月1日以前全部核准（备案）容量并网且在2025年黑龙江电网优先购电优先发电计划中享受优先上网电量的新能源项目。

机制电量：妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策，规模上限不高于现行保障性收购电量，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。

机制电价：与现行保障性价格政策保持一致（黑龙江省燃煤基准价为0.374元/千瓦时）。

执行期限：按存量项目剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定。

增量项目：

项目范围：2025年6月1日（含）起投产的新能源项目（不含外送配套电源）。

机制电量：增量项目第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接，第二年及以后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及用户承受能力等因素确定。单个项目申请纳入机制的电量应适当低于其全部上网电量。为引导行业竞争，竞价时设置申报充足率下限。

机制电价：通过每年10月组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。分为风电、太阳能发电两类组织竞价，如单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时，不再分类组织，统一合并竞价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，不得高于煤电基准价，竞价下限初期可按照先进电站造价水平折算度电成本确定。未竞价成功的项目可在以后年度继续参加机制电价竞价。

执行期限：考虑回收初始投资暂定为12年。

本方案自2025年12月31日起实施，现行政策相关规定与本方案不符的，以本方案为准。

重庆电力交易中心转发重庆市经济和信息化委员会《重庆电力现货市场连续结算试运行工作方案(征求意见稿)》

9月15日，重庆电力交易中心转发重庆市经济和信息化委员会《重庆电力现货市场连续结算试运行工作方案(征求意见稿)》。

附件3《重庆电力现货交易实施细则（V2.0）（征求意见稿）》提到，直调常规燃煤机组、新能源场站、独立储能以“报量报价”的方式参与电力现货市场。

独立储能的容量租赁不影响其作为整体全电量参与电力现货市场。新能源配建储能按联合方式运行，具备独立计量、控制等技术条件的，在转为独立储能运行后，以独立储能身份参与电力现货市场。

调频辅助服务市场与现货市场分开独立运行、协调出清，采用“集中竞价、日前预出清、日内滚动出清、实时调用”的方式组织。加强调峰辅助服务与现货市场的融合，现货市场运行期间不再单独运行调峰辅助服务市场。

电能量报价方面，独立储能电能量报价表示储能运行在不同出力点(放电为正，充电为负)的微增电能量价格，即在出力点每增加一个单位出力的报价，可自由选择2-10个点进行申报。

附件5《重庆电力市场结算实施细则（V2.0）（征求意见稿）》中提到，新能源场站、虚拟电厂按结算单元开展结算。原则上，调度单元、交易单元和结算单元应保持一致。虚拟电厂按照聚合资源属性分为负荷类交易单元和发电类交易单元两个交易结算单元开展结算。

新能源发电（含分布式新能源）绿电交易的电能量部分视为中长期合约。新能源发电（含分布式新能源）纳入机制电量部分，仅参与实时市场结算，不参与中长期与日前市场结算。新能源发电（含分布式新能源）机制电量根据机制电价与市场交易均价的差价结算机制电费。

虚拟电厂聚合的分布式新能源项目中，如包含全机制电量的分布式新能源项目，则该虚拟电厂仅参与实时市场结算，不参与中长期与日前市场结算。

聚合分布式新能源参与市场交易的虚拟电厂和独立参与市场交易的分布式新能源，按照批发市场发电侧主体结算，暂以统一结算点电价作为现货市场结算价格。待条件成熟后，逐步采用节点电价作为现货市场结算价格。

宁夏回族自治区发展改革委关于公开征求《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意见的公告发布。

9月12日，宁夏回族自治区发展改革委关于公开征求《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意见的公告发布。

实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，均不含直流配套电源。

执行容量电价机制的煤电机组、电网侧新型储能清单由国网宁夏电力公司梳理汇总，书面报送自治区发展改革委审核后发布，清单根据实际情况动态调整。

容量电费确定

煤电机组、电网侧新型储能容量电费由有效容量、容量电价标准和容量供需系数三者乘积确定。

（一）有效容量。煤电机组的有效容量根据煤电机组铭牌容量扣除厂用电后确定；电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定。总有效容量为煤电机组、电网侧新型储能、风电、光伏等调节资源的有效容量之和。

（二）容量电价标准。煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准2025年10月至12月按照100元/千瓦·年执行，2026年1月起按照165元/千瓦·年执行。

（三）容量供需系数。容量供需系数为容量需求与总有效容量的比值，容量需求按上年系统净负荷曲线的最大值所在时刻对应的区内统调用电负荷、外送容量需求（不含直流配套电源送电容量）、备用容量之和减去可中断负荷容量计算确定。容量供需系数大于1时取1。

容量电费由区内全体工商业用户月度用电量和发电企业月度外送电量（不含直流配套煤电，下同）按比例分摊。

甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》

9月8日，甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》。文件明确，电网侧储能可以独立主体身份参与辅助服市场交易；电源侧储能可与发电机组视为整体，参与辅助服务市场交易。用户侧储能暂不允许向电网反向送电。

电网侧储能充电功率应在1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC），并以独立主体身份接受电网统一调度，向电网提供辅助服务的储能设施。电源侧储能与发电机组视为整体，向电网提供辅助服务的储能设施。

各市场主体以AGC控制单元为单位，可以在电力交易平台申报未来一周每日96点调频里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为15元/兆瓦，申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。

调频辅助服务市场补偿费用，由电力用户用电量、电网侧储能下网电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分摊。

调试运行期的发电机组和电网侧储能，以及退出商业运营但仍然可以发电上网的发电机组（不含煤电应急备用电源）和电网侧储能分摊费用不超过当月调试期电费收入的10%。分摊费用超过当月调试期电费收入10%的部分，由电力用户用电量、电网侧储能下网电量、未参与电能量市场交易的上网电量和其余纳入省内电力电量平衡的新能源企业上网电量（含未按照独立控制区运行的直流配套新能源电量）分摊。

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》

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。

海南省发展和改革委员会印发《海南省电力需求响应实施细则（试行）》

9月12日，海南省发展和改革委员会印发《海南省电力需求响应实施细则（试行）》。其中提到，约定型削峰响应采用电量补偿+容量补偿方式，日前邀约响应和日内紧急响应采用电量补偿方式，电量补偿标准单位为元/千瓦时，容量补偿标准单位为元/千瓦。

约定型削峰响应：按照“一次申报、周期滚动、按需调用”的原则，日前通知调用固定补偿价格为1.0元/千瓦时，日内通知调用固定补偿价格为1.5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。

收益结算采用日清月结的方式，按小时计算需求响应收益。

约定型响应收益=∑有效响应容量×固定单价×响应时间考核费用。

备用容量收益=（出清容量-有效响应容量）×固定单价。

日前邀约或日内紧急响应收益=∑有效响应容量×中标响应价格×响应时间-考核费用。