电力市场类居多！11月50项新型储能政策发布

根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2024年11月份 共发布储能相关政策50项 ，其中 国家层面发布9项 ，地方层面 广东、山西、云南、湖北 分别发布多项有关电力市场政策，此外还有河北、宁夏、安徽、内蒙、湖南等20个地区发布相关政策。从重要程度来看， 非常重要类37项 ，占比74%。

37项非常重要类政策中， 国家 层面发布数量居多，从政策类别来看，发布了有关高质量发展、法规管理等 宏观政策， 同时还发布有关首台套、绿色技术推广的 科技装备 政策。

第十四届全国人大第十二次会议发布《中华人民共和国能源法》 ，从能源规划、能源开发利用、能源市场体系、能源储备和应急、能源科技创新、监督管理、法律责任等方面搭建起能源法律体系的基础，规范能源活动相关方基本权利义务，全面引领能源单行法的制修订。

工业和信息化部发布《新型储能制造业高质量发展行动方案》（征求意见稿）， 目标到2027年，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3~5家，发展多技术路线、攻关多维度安全技术，鼓励储能电池及关键材料企业向可再生能源富集、矿产资源充足、运输条件便利、基础设施完善、应用场景丰富的区域聚集。

国务院办公厅发布《有效降低全社会物流成本行动方案》， 加强电动汽车、锂电池、光伏产品“新三样”出口的国内港口仓储设施建设，支持高效便捷出口。研究出台大容量储能电池、大尺寸光伏组件的仓储和运输相关技术标准，优化完善锂电池运输安全管理规范。

工业和信息化部等四部门发布《国家锂电池产业标准体系建设指南（2024版）》， 锂电池产业标准体系框架包括基础通用、材料与部件、生产与检测、安全与性能、回收利用、绿色低碳等6个部分。

国家发改委发布关于《拟纳入的技术清单》的公示， 包括多个储能技术，涵盖压缩空气储能、锌溴液流电池储能、3.35MWh液冷电池舱、退役电池梯次利用、构网型储能等。

国家能源局综合司发布《关于公示第四批能源领域首台（套）重大技术装备的通知》， 储能领域拟将12个项目入选，涉及到压缩空气储能、二氧化碳储能系统、钠离子电池储能系统、智能组串式构网型储能系统、液态空气储能系统、液流电池、飞轮储能、新型储能智慧集控平台等。

北京市人民政府发布《北京市新型储能产业发展实施方案（2024—2027年）征求意见稿》。 到2025年，突破5-10项关键核心技术、关键材料和智能装备。在长时储能、储能安全、系统集成等领域建设一批中试平台，重点打造1个新型储能产业育新基地，引育5家具有国际影响力的新型储能产业链龙头企业，新型储能产业营收超过600亿元。到2027年，建成1个国家级创新平台和2个具有国际影响力的新型储能产业示范园区，引育3-5家百亿元以上规模的生态主导型企业，新型储能产业营收力争超过1000亿元。

广州市工业和信息化局发布《广州市推进新型储能产业园区建设实施方案》， 首批建设白云区、黄埔区、花都区等3个新型储能产业园。力争全市新型储能产业营业收入到2025年达600亿元以上，到2027年形成千亿级产业集群，到2030年形成三千亿级产业集群，到2035年形成五千亿级产业集群。并提出建设成立百亿新能源母基金，支持新型储能发展。此外对产业化项目给予相关支持，在省级对其新增实际固定资产投资额普惠性制造业投资奖励基础上，市级财政按1:1给予配套扶持。

河北发改委发布《河北省2024年风电、光伏发电开发建设方案第二批拟安排项目情况公示》， 拟公示项目共24个、254.5万千瓦，其中保障性项目共12个、140万千瓦，市场化项目共12个、114.5万千瓦。保障性项目配储规模253.5MW/507MWh，市场化项目配储规模229MW/916MWh。

宁夏发改委发布《宁夏回族自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知》， 2022年1月1日后并网的新能源项目在配储租赁到期后未续租的，视同不满足配储要求，不符合并网条件，不予调用。存量新能源项目（2021年12月31日前并网）未配储或配储租赁到期后未续租的，在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置（时长不变）。支持时长超过4小时及以上的大容量（功率×时长）、安全、高效储能建设，新能源企业与该类储能签订租赁合同时，按其功率的1.2倍折算配储规模。

安徽省能源局发布《关于开展2024年度光伏发电和风电项目建设规模竞争性配置工作的通知》， 拟启动6.5GW风光项目竞争性配置，其中光伏3.5GW、风电3GW。申报企业业绩要求新型储能制造业绩10分、新型储能电站投资业绩10分。新型储能并网条件落实50分，最低要求申报项目承诺配置电化学储能机容量占申报项目装机容量的比例不低于5%。如采用独立储能电站的形式，连续储能时长2小时。

湖北省发改委发布《湖北省“千乡万村驭风行动”工作方案的通知》， 全省安排100万千瓦左右乡村风电建设规模，乡村风电项目主要通过当地新增电力负荷、投资主体新建的调峰储能能力消纳，2024年度项目就近配置20％/2小时的储能。故100万千瓦乡村风电配储总规模约为200MW/400MWh。

山西能监办发布《关于公开征求山西并网发电厂辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则征求意见稿)意见的通知》， 随通知发布5份辅助服务市场实施细则，储能可提供：一次调频、二次调频等服务。对于独立储能，细则对其调节速率进行了限定。标准调节速率采用山西最优煤电机组主机对应的标准调节速率设计参数，即机组额定有功功率的２%。实际调节速率不得超过60MW/分钟，超过时，调节速率指标K1按0.1计算。一次调频的补偿为6元/MW，按调节里程和调节性能的乘积进行补偿，补偿费用按天统计。

山西能监办发布关于征求《山西电力二次调频辅助服务市场交易实施细则》意见的函， 高峰时段二次调频申报价格下降至10-15元/MW。储能以当月调频机组的最大实际性能系数为基准，将性能折算至2，其他机组的性能系数统一按照该折算比例折算后进行结算。

广东省能源局发布《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》， 明确了虚拟电厂注册、资源代理方式、电能量交易机制、需求响应交易机制、辅助服务交易机制等内容。虚拟电厂运营商注册时应明确其虚拟电厂类型，同一运营商可同时申请负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂。负荷类虚拟电厂资源、发电类虚拟电厂资源所在现货市场出清节点（220 千伏及以上电压等级母线）为单位聚合为交易单元，单个交易单元的调节能力不小于1兆瓦、连续响应时间不低于1小时。现货电能量交易虚拟电厂按所在节点报量报价，全电量参与现货电能量交易出清。

江西发改委发布《江西省支持独立储能健康有序发展若干措施（征求意见稿）》， 建立健全“电力中长期+现货+辅助服务”的完整市场体系，明确将独立储能纳入市场主体范畴，促进独立储能“一体多用、分时复用”。鉴于现阶段储能容量相对较小,鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约,发挥移峰填谷和顶峰发电作用。

广东省能源局发布《关于2025年电力市场交易有关事项的通知》， 按照新型储能参与市场化交易有关方案和实施细则规定，持续推动独立储能试点参与电能量市场和辅助服务市场，适时按15分钟开展电能量电费结算。虚拟电厂参与市场化交易试点，按照《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》等有关要求，推动可调节负荷、分布式电源、用户侧储能等资源聚合形成虚拟电厂，积极参与电能量、需求响应、辅助服务等市场交易。

贵州电力交易中心发布《南方区域电力市场贵州电力现货市场2024年四季度结算试运行实施方案》， 参与主体增加新能源企业，所有参与中长期市场的新能源发电项目通过报量报价或报量不报价方式参与现货，原则上符合条件的220kV及以上新能源发电项目以报量报价方式参与，其余新能源发电项目以报量不报价方式参与。分布式光伏、生物质发电项目不参与现货结算。

黑龙江发改委发布关于公开征求《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版）》意见的通知， 随通知下发9个电力市场相关文件，储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体均为电力市场成员。独立储能可“报量报价”，或“报量不报价”参与现货电能量市场。参与日前现货市场的充电电量、放电上网电量按照日前节点电价结算。偏差电量，按照实时节点电价结算。虚拟电厂“报量不报价”参与现货电能量市场。独立储能需参与调频辅助服务费用分摊。电能量市场和调频辅助服务市场不同时参与。

四川能监办发布《四川电力中长期交易规则（2024年修订版征求意见稿）》， 新型储能企业纳入市场主体。独立储能充电电量参与电能量交易，不承担输配电价、政府性基金及附加以及市场损益分摊费用；放电电量参照燃煤火电参与电能量交易，享有市场损益价差补偿。用户侧储能充电电量参与电能量交易，不承担市场损益分摊费用；放电电量参照燃煤火电获取市场损益价差补偿。独立储能与用户侧储能充电、放电电量结算电价执行分时电价政策。

甘肃省工业和信息化厅发布公开征求《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》意见建议的通知， 确了虚拟电厂系统功能要求、调节性能要求、系统性能要求、数据交互要求、安全防护要求共六方面。调节容量：初期不低于10MW，且不低于最大用电负荷的10%，参与现货交易的虚拟电厂，单一交易单元可调容量不低于1MW。响应时长：具备按照调节容量要求持续参与响应不小于1小时的能力。响应时间：响应时间不应超过15min。调节速率：每分钟调节速率不应低于最大调节能力的1%或0.1MW。调节精度：以每15分钟为一个周期计算偏差率，要求不超过±20%。

天津市工业和信息化局发布《关于做好天津市2025年电力市场化交易工作的通知》， 其中包含《天津市独立储能市场交易工作方案（2025年修订版）》。现阶段独立储能作为发电企业与电力用户只能签订顶峰合同（即高峰、尖峰合同），具体时段划分按《市发展改革委关于峰谷分时电价政策有关事项的通知》（津发改价综〔2021〕395号）执行。高峰、尖峰合同价格不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.5、1.8倍。充电时，独立储能作为电力用户参与市场化交易，合同电价为其从发电企业或售电公司购电的价格；独立储能由电网企业代理购电的，按实际用电量结算，结算价格执行一般工商业用户电网代理购电价格，不参与峰谷价格浮动。独立储能结算电量中向电网送电的充电电量不承担输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用和政府性基金及附加。

内蒙古能源局发布公开征求《内蒙古电力多边交易市场规则体系（征求意见稿）》意见建议的公告， 确定了各类电力辅助服务交易品种、补偿类型并制定具体细则。鼓励新型储能、可调节负荷等经营主体参与电力辅助服务。配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度。具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。公告明确了独立新型储能、虚拟电厂参与现货市场的方式，其中独立新型储能设施参与现货市场方式：市场初期，独立新型储能设施在日前申报充/放电功率曲线，在满足电网安全和新能源消纳的前提下作为价格接受者参与出清。当出现危及电网安全运行、电力可靠供应等极端情况时在常规市场化调整手段用尽后，若独立新型储能设施仍有调节能力，在保证设备安全的情况下，可强制调用消除电网风险。

华中能源监管局发布《重庆市电力中长期交易规则（修订稿）》公开征求意见的通知， 明确市场成员包括储能企业。价格方面，除国家有明确规定的情况外,双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价、滚动撮合交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上下限原则上由电力市场管理委员会提出，经华中能源监管局、重庆市经济和信息化委员会、重庆市能源局审定。现暂取值为：峰(尖)、谷段报价区间在平段限价叠加推荐峰浮动系数的基础上，按照浮动+10%确定，推荐峰谷浮动系数参照重庆市分时电价政策。

国家能源局西北监管局发布再次公开征求《西北区域灵活调节资源容量市场运营规则（试行）（征求意见稿）》意见建议， 规则表示经营主体包括各类型发电企业和新型经营主体（含独立储能电站和虚拟电厂等）。其中顶峰容量提供方：西北区域内额定放电功率1万千瓦及以上、持续放电2小时及以上的独立储能电站、最小“削峰”调节能力不低于1万千瓦、连续调节时长不低于1小时的虚拟电厂。独立储能电站、具备上调节能力的虚拟电厂，可报量报价参与西北区域调峰容量交易。独立储能电站申报容量上限为额定充电功率，按充电时长1小时，申报价格区间为（0，30]元/（MW•日）。