國家能源局：推動用戶側報量報價參與市場，有效引導用戶側削峰填谷

1月6日，國家能源局關于印發《2025年能源監管工作要點》的通知發布。

文件指出，積極推動源網荷儲參與能源保供。推動優化煤電容量電價機制，保障頂峰煤電機組合理收益。發揮電力市場資源優化配置作用，加強省間中長期合同履約監管，促進電力資源跨省互濟，加大保供期間發電機組并網運行考核力度。在已開展現貨市場的地區，推動用戶側主動參與系統調節，報量報價參與市場；在未開展現貨市場的地區，開展分時段交易，有效引導用戶側削峰填谷。

健全基礎規則制度。研究建立全國統一電力市場評價體系，推動各地電力市場建設統一規范、公正透明。制修訂電力中長期交易、輔助服務市場和計量結算基本規則，完善中長期、現貨、輔助服務交易機制，做好區域內省間交易與跨區交易、省內交易的有效銜接。加快建立有利于促進綠色能源生產消費的市場體系和長效機制，推動綠色電力交易融入電力中長期交易。

優化市場機制功能。推動擴大跨省跨區電力市場化交易，加強余缺互濟，充分發揮在能源保供、清潔能源消納中的作用，支持滿足條件的電力用戶參與跨省跨區綠電交易。建立健全與京津冀、長三角、粵港澳大灣區等國家重大戰略相適應的區域電力市場交易機制，推動南方區域現貨市場長周期連續試運行，進一步擴大長三角電力市場交易規模，研究建立西北、華中等區域電力互濟交易機制。持續推進各省現貨市場建設，2025年底前實現省級現貨市場基本全覆蓋。

上海2025年獨立儲能電站申報開啟（1月14日）

1月14日，上海市發改委發布《關于報送2025年度獨立儲能電站項目的通知》（以下簡稱“通知”）。

通知要求，申請納入2025年度計劃的項目應為可在2025年度完成備案，可完成相關專業管理部門審核，具備2025年度開工條件的項目。

對2025年度具備開工條件的項目，項目單位應組織編制獨立儲能電站項目方案，于2025年1月17日前書面（蓋章）報送至上海發改委。

項目方案應包括項目名稱、項目地址、是否占用基本農田/生態紅線/開發邊界/自然區、項目狀態、項目規模、主要技術路線、項目公司、聯系人、電話、總投資額、備案時間、開工時間、投運時間等內容。

四川省發改委發布《四川省能源局關于促進新型儲能積極健康發展的通知（川發改能源〔2024〕665號）》（1月13日）

近日，四川省發改委發布《四川省能源局關于促進新型儲能積極健康發展的通知（川發改能源〔2024〕665號）》，通知從加快新型儲能規劃布局、規范項目建設管理、加強政策協同支持、完善落實保障措施等四個方面對新型儲能的健康發展做了要求，四川將推動新型儲能規?；l展、引導各類新型儲能科學布局、突出重點區域布局電網側新型儲能。

通知明確，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）不低于10%/2h及以上的新能源項目，適當傾斜支持保障利用小時數。2023年7月20日后新能源項目，鼓勵通過租賃方式配儲，租賃協議不短于3年。本通知印發后核準、備案的不高于100MW新能源項目，原則上通過租賃方式配置新型儲能。

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，其他納入年度項目清單的電網側新型儲能電站參照執行。

推動新型儲能參與需求側響應、輔助服務市場，獲取需求側響應補償和輔助服務費用。加快電力現貨市場建設，以市場化機制推動新型儲能發揮作用。

值得注意的是，對比2024年12月的征求意見稿，此版正式文件刪去了“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”。

寧夏：新能源需配建或租賃新型儲能，配置比例適時調整（1月13日）

1月13日，寧夏發改委發布《寧夏回族自治區新能源項目管理暫行辦法（征求意見稿）》，其中提到，為提升電力消納能力，新能源項目需配套建設或租賃適當規模新型儲能設施，包括電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能以及氫（氨）儲能、熱（冷）儲能等儲能設施。配置比例由自治區能源主管部門組織電網企業根據區內新能源實際消納情況適時調整。原則上儲能設施應與新能源項目同步規劃、同步建設、同步投運。

新能源項目應按照相關要求建設新能源功率預測系統，預測精度和準確率應滿足相關標準。電網調度機構根據新能源功率預測情況，在確保電網安全穩定運行的前提下，優先保障新能源項目電量上網，提高新能源消納水平，落實自治區新能源消納主體責任。

西北新版兩個細則：風光配儲能月可用率標準下調！每提高1%容量補償0.05元/kW?。?月12日）

西北能監局消息，西北區域新版“兩個細則”于2025年1月1日起轉入結算試運行。日前，西北能監局新版“兩個細則”補充規則印發，其中對于新能源配建儲能新增考核與補償規則。此外還對一次調頻管理、涉網試驗要求、功率預測管理、無功平衡服務補償等部分條款進一步補充修訂。

根據新版文件，風電、光伏場站內配建儲能月可用率達到96%以上，每提高1%按配建儲能裝機容量補償0.5分/萬千瓦，相當于0.05元/kW。

而此前版本要求，每分對應金額均為1000元。新型儲能并網主體月可用率達到98%以上，每提高1%補償1分/萬千瓦，相當于0.1元/kW。

此外新版還提出，對于新能源配建儲能新增有功功率自動控制系統(AGC)的考核，配建儲能每月按5分/萬千瓦時考核。對于已投運的新能源場站配建儲能，若未單獨配置儲能AGC系統，給予一年的技術改造及調試期限期間不進行配建儲能AGC考核。

對于風電、光伏場站內配置有電源側儲能的新能源場站，要求同時向電力調度機構報送配建儲能中期、短期、超短期可用容量、最大充電功率、最大放電功率、充放電功率計劃等運行相關數據文件，有效數據上傳率應大于95%，若未達標，每降低1%按配建儲能額定容量x1分/萬千瓦時考核，相當于0.1元/kWh。

此外，一次調頻出力響應合格率與貢獻電量合格率上限從100%上調至200%，超出200%則按200%計算。

上海市人民政府印發《上海市新型儲能示范引領創新發展工作方案（2025—2030年）》（1月9日）

文件提出，到2026年，建立新型儲能核心技術裝備產業鏈，打造2個新型儲能產業園，培育10家以上具有產業帶動效應的優質企業，力爭應用規模80萬千瓦以上，儲能削峰初見成效，帶動產業規模近千億級。到2030年，引育結合形成千億級規模領軍企業，力爭應用規模超過200萬千瓦，實現尖峰負荷全削減，帶動產業規模再翻番。

發揮新型儲能“支撐電力頂峰、快速補強電網薄弱環節、促進新能源消納”作用，利用好既有能源電力設施場地資源和接入條件，合理布局、滾動實施獨立儲能電站建設（指獨立并入公共電網，具備獨立計量和發電自動控制功能，充電功率1萬千瓦及以上的儲能電站），探索符合超大型資源輸入城市特點的獨立儲能發展模式。2025年1月1日起，新開工（含升級改造）集中式陸上風電，按照不低于裝機容量的20%、額定充放電時長不低于4小時配置新型儲能，新建海上風電按照競爭配置要求配置；采用獨立儲能電站形式建設，通過自建、合建或容量租賃的模式實現。以投資為紐帶，在華東區域布局抽水蓄能，提升電網整體峰谷調節能力和運行水平。

鼓勵火電機組合理配置新型儲能，提升調節能力和整體效益。在臨港新片區建設涵蓋風、光、儲、氫等源網荷儲一體化和多能互補的儲能發展模式。在崇明區推進“可再生能源+儲能”和多能互補示范場景落地。在奉賢區既有退役電廠場址建設多種新型儲能技術路線對比測試示范基地。在城市軌道交通領域，推動飛輪儲能在再生制動能量回收場景中的應用。

支持納入年度建設計劃的獨立儲能電站現階段參照發電項目進行調用結算，其充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。本市電力現貨和輔助服務市場開展長周期結算試運行前，獨立儲能電站按照電網調度指令安排充放電。迎峰度夏（冬）期間，原則上全容量充放電調用次數不低于210次，充電價格按照本市煤電基準上網電價下浮50%結算，放電價格按照本市煤電基準上網電價上浮20%結算，如發生因自身原因無法調用或調用不足的情況，需按照發電機組有關規定執行相應考核；非迎峰度夏（冬）期間，充電價格按照本市煤電基準上網電價下浮10%結算，放電價格按照本市煤電基準上網電價結算。本市電力現貨和輔助服務市場開展長周期結算試運行后，獨立儲能電站可根據市場需求進行充放電。

支持火電機組配建儲能項目隨所屬發電項目提供輔助服務獲得收益。鼓勵用戶側儲能項目通過為用戶提供多種電力服務獲得收益，支持用戶側儲能項目隨所屬用戶主體參與電力需求響應。

參與綠電交易的新能源項目開發企業可采用租賃容量方式獲得儲能調峰能力，由雙方協商確定服務價格。對納入本市年度建設計劃，未與新能源項目開發企業達成租賃容量服務協議的獨立儲能電站，可階段性給予容量補貼，容量補貼水平將綜合獨立儲能電站充放電次數、參與市場化交易收益等情況明確。國家出臺儲能價格政策后，容量補貼等按照國家要求執行。支持用戶側儲能項目探索共享儲能、云儲能等商業模式。