政策数据概览 - 2025年11月共发布储能相关政策104项，其中国家层面4项 [2] - 从重要程度看，非常重要类政策有45项，河北、四川、广东等地发布数量居多 [2] - 从政策类别看，主要集中在电力市场、新能源配储（源网荷储）、虚拟电厂等领域 [2] 国家层面重要政策 - 国家发改委、能源局发布指导意见，目标到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，并大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线 [4] - 国家能源局发布指导意见，推动新能源一体化聚合运营，鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源实质性联营 [5] - 北京电力交易中心发布2026年跨省跨区输电价格，40条专项工程输电价格范围为0.81元/kWh-8.36分/kWh，华中（西南）区域电量价格最高为2.22分/kWh [4] 地方层面储能发展规划 - 黑龙江省提出到2027年新型储能装机达到600万千瓦（6GW）以上的目标，并公布了第一批11个独立新型储能项目清单，规模145万千瓦（1.45GW） [7] - 湖北省确立分阶段发展路径：2027年前全省储能总装机达800万千瓦，2030年前达1700万千瓦（17GW） [7] - 河南省实施第十四批源网荷储一体化项目61个，总规模547.78MW，配储规模81.43MW/162.86MWh [9] - 山西省公示第二批源网荷储一体化试点项目6个，一期储能规模合计171MW/684MWh，新能源装机600MW，平均配储比例达28.5%，配储时长均不低于4小时 [9] - 河南省实施第十五批源网荷储一体化项目103个，总规模765.26MW，配储规模114.18MW/228.36MWh [10] 电力市场政策 - 重庆市于2025年11月1日起启动电力现货市场连续结算试运行 [12] - 四川省2026年省内电力市场交易规模约2300亿千瓦时，并明确新型储能、虚拟电厂等可作为新型主体参与市场交易 [14] - 河北省南部电网设定零售套餐价格参数，固定价差方式上浮价差不超过4元/兆瓦时，固定费用方式不超过400元/月，并实施零售市场超额收益分享机制 [15] - 甘肃省明确发电侧及电网侧储能均以其所在节点的节点边际电价作为结算价格 [16] - 西藏自治区将储能企业、虚拟电厂等纳入新型经营主体，鼓励通过聚合方式参与市场化需求响应 [17] - 新疆对存量补贴项目机制电价定为0.25元/千瓦时，存量平价项目为0.262元/千瓦时 [18] 辅助服务政策 - 江苏调频辅助服务市场允许功率10兆瓦及以上、持续时间不低于2小时的独立新型储能及虚拟电厂参与，调频里程报价下限0.1元/MW、上限15元/MW [20] - 京津唐电力调峰辅助服务市场允许新型储能申报充电价格，上限与火电机组一致为370元/MWh [21] 补贴与资金支持 - 广州白云区对新型储能产业设立最高2000万元的扶持政策，并设立“揭榜挂帅”专项资金，单个项目最高资助1000万元 [25] - 东莞市对认定的新型储能示范项目按实际放电量给予不超过0.3元/kWh的事后资助，单个项目累计补贴不超过300万元 [26] 管理规范 - 深圳市要求储能电站投运1年后开展第三方后评价 [28] - 内蒙古对2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准定为0.28元/千瓦时 [28] 虚拟电厂发展 - 甘肃省目标到2027年虚拟电厂调节能力达25万千瓦以上，2030年达70万千瓦以上 [30] - 河北省目标到2027年虚拟电厂调节能力达200万千瓦，2030年达300万千瓦以上 [30] - 苏州工业园区目标到2025年建成20兆瓦调节能力，2026年60兆瓦，2027年120兆瓦 [31] 绿电交易与低碳发展 - 云南省2025年第一批绿电直连项目4个，总规模434.92MW [33] - 宜宾市发布新型储能场景机会清单13个，其中明确规模的项目共987.5MW/2175.05MWh，总投资29.41亿元 [37] - 湖南省在零碳工厂和园区建设中鼓励配置新型储能设施，推进源网荷储一体化 [36]