國家發改委：全國新型儲能超80GW，電力現貨市場盈利模式和空間將擴大

6月26日，國家發展改革委召開6月份新聞發布會，國家發展改革委政策研究室副主任李超透露，隨著新能源發電裝機比重的提高，對于大規模新能源的高水平消納，已經成為當前建設新型能源體系的關鍵。為提升新能源消納能力，國家發展改革委會同有關方面采取了一系列措施，主要是抓好三個統籌。

第一個統籌是，統籌電力外送和就近消納。充分發揮沙漠、戈壁、荒漠地區風力、光照等資源優勢，加快建設“沙戈荒”大型新能源基地，通過將西北等地區風電、光伏發電跨省區進行外送，提升全國范圍內新能源消納能力。在遠距離輸送的同時，我們也注重挖掘就近就地消納需求，積極探索新能源和產業發展相融合的新模式。比如，近期國家發展改革委、國家能源局印發《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》，支持部分新能源不直接接入公共電網，而是直接向單一電力用戶提供綠電，不僅有助于新能源就近消納，也為高耗能企業、出口型企業以及新能源發電企業等提供了新的發展機遇。

第二個統籌是，統籌電網和調節能力建設。新能源、輸電通道、配套調節電源建設協同推進，才能保障新能源高比例消納。輸電通道方面，我國已建成全球規模最大的電網，擁有全球最高輸電電壓等級、最長特高壓輸電線路、最大新能源并網規模，目前已投運特高壓輸電通道43條，今年還會有寧夏至湖南等特高壓通道投產，電力外送水平正在不斷提高。調節能力方面，目前全國新型儲能規模已超過8000萬千瓦，隨著新能源全面進入市場，新型儲能在電力現貨市場中盈利模式和空間將更加廣闊。

第三個統籌是，統籌能源需求和供給。從需求看，我國電力需求側靈活性負荷資源豐富，近年來，我們不斷健全需求響應長效機制，積極引導各類需求側資源通過虛擬電廠等方式，參與新能源調峰。從供給看，我們積極推進充電基礎設施建設，目前全國充電基礎設施已經超過1400萬臺，通過引導有序充電，提高新能源消納能力。

與此同時，我們會同有關部門持續深化新能源上網電價市場化改革，促進電力資源高效配置，引導新能源行業健康有序發展。在各方共同努力下，我國新能源消納取得積極進展，據統計，目前全國新能源消納利用率維持在90%以上。下一步，國家發展改革委將會同有關方面，把新能源消納作為新型能源體系建設的重點，深入落實發電、輸電、調節等各環節支持政策，持續推動新能源高質量發展。

新疆發展和改革委就《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》發表解讀文

6月25日，新疆發展和改革委就《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》發表解讀文件。該實施方案被視作新疆136號文配套細則，根據解讀文件來看，文件明確了機制電量規模、機制電價水平、增量項目競價、機制電量差價結算等核心內容。

主要任務：

推動新能源上網電價全面由市場形成、建立新能源可持續發展價格結算機制、確定機制電量規模和電價水平、明確差價結算方式、明確執行期限和退出規則等五項任務。

機制電價和機制電量：

• 對2025年6月1日以前投產的存量項目，區分補貼項目和平價項目。其中，補貼項目機制電價0.25元/千瓦時、機制電量比例為其上網電量的30%；

• 平價項目機制電價0.262元/千瓦時、機制電量比例為其上網電量的50%。

• 對2025年6月1日及以后投產的增量項目，按照國家改革要求，機制電價需通過競價形成；機制電量比例暫為其上網電量的50%。

增量項目競價工作：

增量項目采用邊際出清方式、分類型（風電、太陽能）競價形成機制電價，競價區間暫定0.150元/千瓦時—0.262元/千瓦時；

競價工作每年組織一次，由已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與。

目前，我們正在組織編制增量項目競價工作指引，近期即將印發。

機制電量差價結算：

《方案》明確，對納入機制的電量，國網新疆電力有限公司每月按機制電價開展差價結算，將同類型項目市場交易均價與機制電價的差額，納入系統運行費“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目。國網新疆電力有限公司具體編制差價結算細則，負責組織簽訂差價協議、開展差價電費結算、及時公布結算情況等工作。

解讀文件指出，此次貫徹落實136號文件，突出做好新老政策銜接，《方案》在機制電量規模上，補貼項目銜接原優先電量、平價項目按照新老政策支持力度不變測算確定，在機制電價水平上，銜接原優先電量上網電價，確保改革平穩落地。

江西省發展改革委發布《進一步完善分時電價機制有關事項》

6月24日，江西省發展改革委發布進一步完善分時電價機制有關事項。提到，除了冬季之外，其他月份都將新增2小時午間深谷電價。深谷浮動比例由原平段下浮60%擴大到70%，全年高峰、平段、低谷浮動比例統一調整為1.6:1:0.4。上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加不參與浮動。

與征求意見稿相比，7月、8月的尖峰時段從21:00-23:00調整為20：30－22：30。

此外，文件提出，鼓勵工商業用戶通過配置儲能、開展綜合能源利用等方式降低高峰時段用電負荷、增加低谷用電量，通過改變用電時段來降低用電成本。對原暫緩執行的一般工商業用戶恢復執行分時電價。

上海市經濟信息化委印發《上海市用戶側虛擬電廠建設實施方案》（2025-2027年）

6月23日，上海市經濟信息化委印發《上海市用戶側虛擬電廠建設實施方案》（2025-2027年）?！斗桨浮诽岢?，構建“1+5”超大城市虛擬電廠運行管理體系，即“一個虛擬電廠運管平臺+五類城市特色資源”，形成以空調負荷、充換電站、新型儲能、數據中心、工業負荷等為核心的多元聚合虛擬電廠。

到2025年，基本建成虛擬電廠運行管理和技術標準體系，全市虛擬電廠可調能力達到110萬千瓦；2026年、2027年虛擬電廠數字化水平持續提升，可調能力分別達到160萬千瓦、220萬千瓦。

文件鼓勵用戶積極配儲接入。推動數據中心、通信基站、分布式新能源、工業園區等終端用戶配置新型儲能，優化負荷峰谷特性、降低用電成本，并積極接入虛擬電廠。

根據上海市用戶側虛擬電廠規劃目標，力爭2025年用戶側儲能的接入容量為200MW，申報可調能力為100MW，實際可調能力為50MW；2026年用戶側儲能的接入容量為300MW，申報可調能力為200MW，實際可調能力為150MW；2027年用戶側儲能的接入容量為400MW，申報可調能力為300MW，實際可調能力為250MW。

完善價格激勵政策。按照國家相關規定，將電網企業用于負荷管理系統平臺及裝置的建設、運行、維護費用，納入輸配電價成本核算。持續完善對虛擬電廠參與需求響應的電價支持政策，并通過市場競價形成電價補貼標準。結合虛擬電廠聚合平臺調節能力、響應速度，給予一定的資金獎勵。

完善參與電力市場機制。在滿足相關市場的準入要求后，虛擬電廠可按獨立主體身份參與電力中長期市場、現貨市場及輔助服務市場，進一步拓寬虛擬電廠收益渠道。電網企業、電力市場運營機構要持續提升服務虛擬電廠參與系統運行和電力市場的水平。

天津市發展改革委就《關于優化我市峰谷分時電價機制有關事項的通知（征求意見稿）》公開征求意見

2025年6月16日，天津市發展改革委就《關于優化我市峰谷分時電價機制有關事項的通知（征求意見稿）》公開征求意見。根據文件，天津市的分時電價政策將做兩方面調整：

1）拉大峰谷價差至4:1。

2）除7、8月以外，中午12:00~14:00執行2個小時谷段電價。

同時，意見稿強調未形成分時價格的,結算時用電價格按本通知規定浮動比例執行，其中上網環節線損費用折價、系統運行費用折合度電水平、政府性基金及附加、兩部制電價的基本電費、功率因數調整電費不參與浮動。

天津市6月份的工商業代售電價格：2025年6月，天津市的銷售側，不同電壓等級的峰、平、谷電價為0.3445~1.1453元/kWh。