國家能源局發布《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》（12月5日）

12月5日，國家能源局發布《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》，其中明確，單一技術類新型經營主體主要包括分布式光伏、分散式風電、儲能等分布式電源和可調節負荷。鼓勵虛擬電廠聚合分布式光伏、分散式風電、新型儲能、可調節負荷等資源，為電力系統提供靈活調節能力。

文件要求，各地加快推動新型經營主體實現可觀、可測、可調、可控。鼓勵調節容量5兆瓦及以上、滿足相應技術指標要求的新型經營主體提供電能量和輔助服務。各地可結合電力系統調節需求和電力市場運營能力，進一步降低調節容量要求。

此外，文件還鼓勵新型經營主體平等參與電力市場。新型經營主體參與市場與其他經營主體享有平等的市場地位，并按有關規定公平承擔偏差結算和不平衡資金分攤等相關費用，繳納輸配電價、系統運行費用和政府性基金及附加等。鼓勵資源聚合類新型經營主體整合調節容量小的資源，整體參與電力市場、實現協同調度。

中國電力企業聯合會聯合多家單位共同發布《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》（11月29日）

11月29日，在國家能源局的統籌組織下，中國電力企業聯合會聯合多家單位共同發布《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》（以下簡稱《藍皮書》），首次明確了全國統一電力市場發展的“路線圖”和“時間表”。

《藍皮書》提出“三步走”戰略：第一步，到2025年初步建成，實現跨省跨區市場與省內市場有序銜接；第二步，到2029年全面建成，實現新能源在市場中的全面參與；第三步，到2035年完善提升，支持新能源大規模接入，形成市場、價格和技術全面協調的市場機制。

此外，《藍皮書》指出，推動新型儲能參與電力市場，結合新型儲能特點完善電力現貨市場、輔助服務市場和容量市場機制，明確各類新型儲能參與市場的方式、價格機制、成本分攤及疏導機制，引導新型儲能參與系統調節。

江蘇省發改委、江蘇能監辦下發《關于開展2025年電力市場交易工作的通知》（12月4日）

12月4日，江蘇省發改委、江蘇能監辦下發《關于開展2025年電力市場交易工作的通知》，文件指出，虛擬電廠、獨立儲能等新型主體可按有關政策規定，在江蘇電力交易中心辦理注冊手續，并參與市場交易。其中，負荷類虛擬電廠參照售電公司，發電類虛擬電廠參照發電企業參與中長期交易。對于新能源2025年入市的安排如下：1、集中式光伏、風電1）優先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的風電和光伏發電企業參與綠電交易。2）不參加綠電交易的集中式光伏、風電全年保量保價發電小時數分別為400、800小時。3）不參加綠電交易的集中式光伏、風電每月上網電量扣除保量保價部分為保量競價電量，參與省內中長期常規交易?？紤]風光發電預測的不確定性，為提高交易合同履約比例，集中式光伏和風電的年度綠電交易或年度常規電力交易電量分解到各月的電量疊加當月保量保價電量不超過其2024年對應月份上網電量的90%。2、分布式光伏、分散式風電成功核發綠證后，可直接參加綠電交易，或由分布式發電聚合商聚合參與綠電交易?？紤]到自發自用項目每月上網電量的不確定性較高，分布式光伏、分散式風電主要參加月度和月內交易，其中月度交易規模不超過前月上網電量，當月交易電量規模原則上不超過其預計上網電量。

安徽電力交易中心發布《安徽電力現貨市場運營基本規則》（12月3日）

12月3日，安徽電力交易中心發布《安徽電力現貨市場運營基本規則》及配套細則征求意見稿。其中，安徽電力現貨電能量市場交易實施細則顯示，申報出清價格上下限分別為0元/MWh和800元/MWh。

市場主體初期包括新型儲能和虛擬電廠等，參與現貨市場的獨立儲能價格采用所在節點的電價；參與現貨市場的虛擬電廠按照其類型，采用相應的電價機制。

配儲若具備獨立儲能準入條件并經所在電源側法人同意時，可申請按照獨立儲能方式參與現貨電能量市場。

現貨市場結算試運行期間，新能源場站“報量報價”（具備AGC控制功能）或“報量不報價”（不具備AGC控制功能）參與現貨市場；獨立儲能、虛擬電廠以“報量報價”或“自調度”參與現貨市場。市場用戶及電網代理工商業購電“報量不報價”申報運行日用電曲線。

實時電能量市場中，電力調度機構在日前電能量市場確定的機組組合基礎上，以“集中優化、統一出清”的方式，根據超短期統調負荷預測、超短期母線負荷預測、超短期新能源發電預測、最新的省間送受電計劃、非市場化機組的出力曲線、最新的電網運行方式等邊界條件，以社會福利最大化為優化目標，采用安全約束經濟調度（SCED）算法進行集中優化計算，滾動優化機組出力，出清得到各發電機組需要實際執行的發電計劃和實時節點電價。

四川發改委發布《關于加快推動新型儲能項目建設的通知（征求意見稿）》（11月30日）

11月30日，四川發改委發布《關于加快推動新型儲能項目建設的通知（征求意見稿）》。其中明確目標：力爭到2027年底，全省新型儲能裝機規模達500萬千瓦，其中成都電網側新型儲能裝機規模不低于200萬千瓦。

對配置新型儲能（含租賃）10%/2小時以上的新能源項目，支持在輸電通道有空間的情況下優先調用，適當傾斜支持保障利用小時數。對2023年7月20日后未按要求配儲的新能源項目，鼓勵通過租賃方式配儲。裝機容量不高于10萬千瓦的新能源項目，原則上通過租賃方式配置新型儲能，租賃協議不短于3年。

文件指出，原則上對納入示范項目的電網側新型儲能電站每年調用完全充放電次數不低于250次，其他納入年度建設計劃的電網側新型儲能電站可參照執行。

此外，文件還提出，支持電網側、用戶側新型儲能參與電力中長期市場，放電時，電網側新型儲能放電電量參照省內燃煤火電方式參與市場交易獲取補償，用戶側新型儲能放電電量對應的下網電量部分不承擔相應時段的分攤費用。

用戶側新型儲能設施用地與產業園區、工商業企業用地統一規劃。支持示范項目和納入年度建設計劃的新型儲能項目，申報使用超長期特別國債、地方政府專項債等政策性開發性金融工具。

浙江電力交易中心公布《浙江電力調頻輔助服務市場交易實施細則（2.0版）》（11月29日）

11月29日，浙江電力交易中心公布《浙江電力調頻輔助服務市場交易實施細則（2.0版）》。調頻輔助服務市場明確：調頻里程報價最高限價為15元/兆瓦，調頻性能指標準入門檻為0.4，儲能調頻容量上限為200MW。

火儲聯合以發電主體身份參與調頻市場。獨立儲能電站，以獨立儲能身份參與調頻市場。虛擬電廠、負荷聚合商等新型經營主體待條件具備后參與調頻市場。

根據調整后調頻里程報價及實際機會成本（儲能的實際機會成本為0）計算每個交易時段調頻服務提供者的調頻定價排序價格。

調頻定價排序價格=調整后里程報價×系統歷史單位容量小時里程+調整后的實際機會成本

浙江電力交易中心發布《浙江電力現貨市場運行方案（征求意見稿）》(11月27日)

11月27日，浙江電力交易中心發布《浙江電力現貨市場運行方案（征求意見稿）》，其中明確參與范圍抽蓄電站，全體工商業用戶參與現貨市場運行，適時探索引入電網側儲能、虛擬電廠等新型主體參與。

參與市場的儲能電站應具備獨立計量、AGC調節等技術條件，并接入調度自動化系統統一監控、調度，遵循調度指令執行充（放）電。

現貨市場運行期間設置價格申報和出清上、下限。其中，市場申報價格上、下限分別建議為800元/兆瓦時和-200元/兆瓦時，市場出清價格上、下限分別建議為1200元/兆瓦時和-200元/兆瓦時。輔助服務市場調頻里程申報、出清價格上、下限分別為15元/兆瓦和0元/兆瓦。

發電企業（含抽蓄電站）的結算中：

電能量電費：按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則進行結算。

市場化輔助服務費用：暫僅包括調頻輔助服務費用。

成本補償費用：暫僅包括運行成本補償，鑒于目前中長期合約價格已包含機組對應電量的成本，本次結算試運行對于中長期合約覆蓋范圍內的電量不予以成本補償（見結算示例）。

批發市場用戶結算（批發市場）：

電能量電費：按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則進行結算。

售電公司結算（批發市場）：

電能量電費：按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則進行結算。

1.5億歐元，羅馬尼亞的新一輪電池儲能補貼

羅馬尼亞近期推出了一項1.5億歐元儲能補貼計劃，該補貼用于表后儲能系統，為與現有可再生能源發電，包括風能、光伏、水電等一起建造的電池儲能系統提供補貼，儲能的容量至少覆蓋其直接連接的可再生能源發電的75%。