國家能源局關于印發《電力市場注冊基本規則》的通知（9月13日）

9月13日，國家能源局印發《電力市場注冊基本規則》，文件提到為貫徹落實黨中央、國務院進一步深化電力體制改革、加快建設全國統一大市場的有關精神，統一電力市場注冊機制，加強和規范電力市場注冊工作，維護電力市場秩序和各類經營主體合法權益，根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》《國家發展改革委 國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號）《電力市場運行基本規則》（中華人民共和國國家發展和改革委員會2024年第20號令）等文件，結合工作實際，制定了《電力市場注冊基本規則》規則。

規則所稱電力市場包含電力中長期、現貨、輔助服務市場等。本規則所稱的經營主體包括參與電力市場交易的發電企業、售電公司、電力用戶、新型經營主體（含新型儲能企業、虛擬電廠、智能微電網等）。原則上同一經營主體在同一合同周期內僅可與一家售電公司、虛擬電廠（含負荷聚合商）確立服務關系。

國家發改委印發《關于組織申報第二批綠色低碳先進技術示范項目的通知》（9月20日）

9月20日，國家發改委印發《關于組織申報第二批綠色低碳先進技術示范項目的通知》。重點支持方向中，有多個儲能技術應用相關的可以申報。其中新型儲能示范項目：重點支持納入國家新型儲能試點示范的項目，支持采用共享模式參與系統運行，可為電力系統提供調峰調頻等服務。此外，重點支持方向還有采用先進光伏、儲能等建設機場區域智能微電網，充電綠電占比不低于50%的光儲充一體化項目燈。

新增支持方向如：采用“新能源+熱泵+熔鹽儲熱”的煤電機組耦合新能源“靈活性+低碳化”示范項目；新能源與配建儲能一體化運行、按曲線調控的系統友好型新能源電站示范項目；納入先進電網和儲能示范項目方向的構網型技術應用示范項目，“分布式光伏+儲能+微電網”的交通能源融合示范項目。

工信部發布《關于印發工業重點行業領域設備更新和技術改造指南的通知》（9月20日）

9月20日，工信部發布的《關于印發工業重點行業領域設備更新和技術改造指南的通知》指出，石化化工行業設備更新目標為，到2027年推動行業數字化轉型成熟度3級及以上企業比例達到15%以上，4級及以上企業比例達到7%以上，關鍵工序數控化率達到85%以上，數字研發設計工具普及率達到75%以上。光伏行業設備更新目標為，到2027年光伏產業關鍵環節智能制造、綠色制造水平大幅提升，量產效率、產品良率等性能持續提升，電耗、水耗等能耗指標明顯降低，市場主流電池、組件等產品效率提高5%以上。

國家發改委發布《碳達峰碳中和重大宣示四周年 “碳達峰十大行動”取得積極成效》（9月23日）

9月23日，國家發改委發布《碳達峰碳中和重大宣示四周年 “碳達峰十大行動”取得積極成效》，對2020年以來，國家發展改革委和各地區、各部門推進“碳達峰十大行動”的進展進行闡述。

其中指出：

新型電力系統建設穩步推進?？缡】鐓^電力資源配置能力持續提升，截至2023年底，全國西電東送輸電能力達到3億千瓦，比2020年底提高4000萬千瓦。電力系統靈活調節能力不斷增強。截至2023年底，具備靈活調節能力的火電裝機容量近7億千瓦。截至今年6月底，抽水蓄能裝機容量5439萬千瓦，新型儲能規模達到4444萬千瓦/9906萬千瓦時、平均儲能時長2.2小時。

國家標準化管理委員會發布3項儲能相關擬立項國家標準項目公開征求意見的通知（9月26日）

日前，國家市場監督管理總局（國家標準化管理委員會）發布一批擬立項標準公示。其中3項標準與儲能相關。分別是《電化學儲能構網型變流器技術規范》、《電化學儲能電站安全評價導則》、《電力儲能用飛輪儲能變流器》。

黑龍江省發改委公開征求《關于進一步完善峰谷分時電價有關問題的通知（征求意見稿）》（9月18日）

9月18日，黑龍江省發改委公開征求《關于進一步完善峰谷分時電價有關問題的通知（征求意見稿）》意見，文件顯示，根據黑龍江電力負荷特性和新能源消納等情況，對每日用電時段劃分進行調整。

• 高峰時段：7：00-8：00、9:00-11:30、15：30-20:00；

• 低谷時段：12:00-14:00、23:30-5:30；

• 其余為平時段。

據其時段劃分，黑龍江工商業儲能市場全天可以實現低谷高峰2次充放，平時段高峰1次充放，總計三充三放。

征求意見稿明確，暫停執行尖峰電價，今后根據電力供需狀況適時啟動尖峰電價。

以9月份電網代理購電價格為例，黑龍江1-10kV執行單一制電價的用戶，尖峰低谷電價差可達0.9287元/kWh，高峰低谷電價差為0.7144元/kWh。1-10kV執行兩部制電價的用戶尖峰低谷價差為0.7376元/kWh，高峰低谷價差為0.5674元/kWh。

浙江省能源局下發《省能源局關于印發2024年度新型儲能建設計劃的通知》（簡稱《通知》）（9月21日）

近日，浙江省能源局下發《省能源局關于印發2024年度新型儲能建設計劃的通知》（簡稱《通知》）。文件披露了浙江省2024年度新型儲能建設計劃，總計19個項目，規模為1470MW/2866MWh。涉及火儲聯合調頻、電網側、用戶側三大場景?！锻ㄖ窂娬{，要確保項目2024年底前開工，2025年6月底前并網投產。

各場景項目數量和規模如下：

電源側3個，74MW/74MWh

電網側11個，1330MW/2660MWh

用戶側5個，66MW/132MWh

廣東省發展改革委發布關于公開征求《廣東省新型儲能電站建設運行管理辦法（征求意見稿）》（9月23日）

9月23日，廣東省發展改革委發布關于公開征求《廣東省新型儲能電站建設運行管理辦法（征求意見稿）》意見的通告。

隨之公布了《廣東省新型儲能電站建設運行管理辦法（征求意見稿）》（以下簡稱《管理辦法》）的具體內容。

文件提出，《管理辦法》適用于廣東省內接入10（6）千伏及以上電壓等級公用電網并對外提供服務的新型儲能電站，其他新型儲能電站規劃建設運營參照本辦法執行?！豆芾磙k法》涉及儲能電站規劃、備案、建設、并網、安全應急等各個方面。

規劃環節，文件提出：

1.擬建設的獨立儲能電站項目：應根據省規劃布局指引，充分論證項目建設的必要性和可行性，按照各市規劃建設方案、年度建設計劃要求，重點開展項目規劃選址、建設規模、建設條件論證和市場需求分析等工作，落實并網接入條件。2.電源側新型儲能電站：需納入所在地市的新型儲能電站年度建設計劃。3.新型儲能電站規劃選址應充分考慮安全條件，嚴禁設置在高層建筑、商業綜合體、人員密集和具有粉塵、腐蝕性氣體場所內，不應貼鄰或設置在生產、儲存、經營易燃易爆危險品的場所，不應設置在重要架空電力線路保護區內，鋰離子電池廠房不應建設在地下或半地下。

并網運行方面，文件提出：

1.新型儲能電站配套電力送出工程應與電站本體建設相協調，保障同步規劃、同步建設、同步投運。2.新型儲能電站項目單位負責項目場址內集電線路和升壓站工程的建設，電網企業統籌開展配套電網規劃和建設。電網企業建設確有困難的，或新型儲能電站與電網企業規劃配套電力送出工程建設時序不匹配時，雙方協商一致后允許新型儲能電站項目單位自行投資建設，電網企業應積極配合。3.新型儲能電站項目單位建設的配套電力送出工程，經協商同意，可由電網企業依法依規進行回購。4.新型儲能電站在正式投運前應通過連續試運行。

消防應急上，文件強調：

1.新型儲能電站的業主（項目法人）應組織編制專項應急預案和現場處置方案，強化常態化應急演練，并主動向本地區人民政府應急管理、消防救援、能源電力部門報備應急預案，與本地區人民政府有關部門建立消防救援聯動機制。2.各級消防救援隊伍加強電化學儲能事故處置技戰術研究，編制火災撲救規程，開展專項訓練和實地演練，積極協同屬地新型儲能電站，定期開展聯合演練。

法國電力交易所再次出現超低負電價

據彭博社報道，9月第二周，法國電力交易所日中電價跌至-20歐元/兆瓦時。不僅如此，法國電網運營商RTE數據顯示，今年1—6月，法國出現負電價時長達到233小時，較2023年同期的僅53小時大幅上漲；今年8月，該國負電價小時數更是達到308小時，刷新歷史紀錄。

實際上，法國并不是個例。歐洲國家中，西班牙、德國、荷蘭、芬蘭等國今年都出現了負電價。據行業研究機構ICIS數據，今年前8個月，歐洲國家中總計有7841個小時電價為負，負電價時長再創歷史新高。其中，芬蘭負電價問題最為突出，該國核電和水電裝機量相對較高，由于無法在短期內快速降低發電產能，風光大發帶來的電力過剩對電價刺激更為明顯。

分析指出，出現負電價現象，一方面源自歐洲可再生能源裝機快速增長，短時風光大發導致供應過剩；另一方面則受到經濟疲軟影響，整體工業用能需求偏低，加劇了電力供需失衡。

根據RTE數據，當前，法國風電和光伏發電量占到電力供應的15%以上，與往年相比漲幅明顯，尤其在夏季，風光大發的可能性進一步增加，整體來看該國電力供需處于失衡狀態。

中國能源研究會理事長史玉波：

西部地區是國家能源戰略基地，為新型儲能規?；l展提供了豐富的應用場景

伴隨可再生能源的高速發展，我國新型儲能產業迎來了爆發式增長，據不完全統計，截至2024年6月底，我國新型儲能累計裝機已超過百吉瓦時，2024年上半年新增投運百兆瓦級項目數量同比增長30%，壓縮空氣、液流電池、重力儲能、鈉離子電池等多種非鋰儲能技術產業化進程加速，可再生能源配儲、獨立儲能成為儲能最重要的應用場景，從而為解決西部可再生能源面臨的新能源消納、電力保供和西電東送等諸多挑戰提供了重要技術支撐。與此同時，西部地區各級能源主管部門積極出臺相關措施，服務新型儲能項目建設，重點圍繞電力市場化交易、調峰輔助服務、容量電價機制及共享租賃四個方面為新型儲能項目盈利拓展渠道。

結合儲能與可再生能源融合發展，提出幾點思考與建議：

一是加強政策引導與支持。結合西部地區能源產業布局特點，從財稅、融資方面加強支持，降低企業投資儲能項目成本，提高項目盈利能力，同時建立健全儲能項目的市場化交易機制，積極推動儲能電站參與電力市場，通過市場化手段實現儲能價值的最大化。

二是優化產業布局與資源配置，根據西部地區的資源稟賦、電網結構、市場需求等因素，科學規劃儲能項目的布局，確保儲能項目與可再生能源項目的協同發展，同時積極打造西部地區新型儲能產業集聚區。

三是加強儲能技術創新，通過‘揭榜掛帥’等方式開展本質安全鋰電池儲能技術迭代升級和非鋰儲能技術聯合攻關，積極開展新型儲能技術示范項目，驗證儲能技術可行性，積累運行經驗，探索儲能電站與電網互動技術與模式。

四是加強儲能電站安全管理和標準制定，持續優化儲能電站安全管理體系，明確安全責任主體和職責劃分，建設并運維好電化學儲能電站安全監測信息平臺；同時在儲能電站設計、施工、驗收、維護等方面加快標準制修訂，把好儲能安全發展底線。