政策解读
2025年8月储能政策从国家到地方共有53项发布或征求意见，涉及示范项目、补贴政策、电力市场、管理规范等方面，中关村储能产业技术联盟对本月储能政策进行了梳理解读，希望与业界同仁共同交流探讨。
一、政策数据概览
根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年8月份共发布储能相关政策53项，其中国家层面发布4项。从重要程度来看，非常重要类25项，其中，山东、广东、内蒙古发布数量居多，从政策类别来看，电力市场、补贴政策、示范项目居多。
二、重要政策概览
【国家层面】
国家能源局发布《国家能源局综合司关于公示第五批能源领域首台（套）重大技术装备的通知》，共82项技术装备列入第五批能源领域首台（套）重大技术装备名单，其中储能领域10个项目入选，包括6MWh级预制舱式储能系统、高压直挂式构网型储能系统等，涉及锂离子电池、压缩空气储能、钠离子电池、钒液流电池等技术类型。
国家能源局发布《关于十四届全国人大三次会议第4269号建议的答复摘要》，提到将研究健全调节性资源价格机制，探索建立发电侧可靠容量补偿机制，更好发挥各类调节资源对构建新型电力系统的支撑作用。
【地方层面】
新能源配储方面
河南省发改委发布《关于实施第十二批源网荷储一体化项目的通知》，本次共65个项目纳入实施范围，其中，工业企业类39个、农村地区类4个、项目信息变更及其他类22个。涉及新能源规模563.69MW，风电240MW，光伏323.69MW。在业主方面，华能获取本批次新能源规模最多，为129.5MW，均为光伏。中广核与河南明泰铝业股份有限公司并列第二，分别获取100MW风电指标。
电力市场方面
蒙东电力调度控制中心、蒙东电力交易中心联合发布《蒙东电力市场规则体系征求意见稿（初稿）》，通知对电力市场中长期、辅助服务、电能量市场、现货市场、需求侧响应等9项实施细则进行意见征求。现货方面，独立储能按自然月自愿选择“报量报价”或“报量不报价”的方式参与，“报量不报价”独立储能的日内充放电计划在实时现货市场中优先出清，不参与市场定价。集中式新能源场站与配建储能以一体化形式参与现货市场。调频方面，调频市场补偿费用包括调频深度补偿，以日清月结方式结算，在电力现货市场连续运行时，调频深度补偿费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量分担。
山东监管办发布关于公开征求《山东电力市场规则(试行)》（征求意见稿）意见的通知，容量补偿，发电侧主体市场化容量补偿费用按照月度市场化可用容量占比进行分配，独立新型储能电站日市场化可用容量=储能电站核定放电功率×K×H/24。准入要求，独立储能≥5MW/2h，虚拟电厂≥5MW，负荷类聚合单元≥5MW/1h。现货市场，独立新型储能电站应参与日前市场预出清申报，可自愿参与日前市场交易申报。选择参与日前市场的独立新型储能电站，应报量报价参与。市场衔接，调频、爬坡、备用等辅助服务市场与现货市场联合出清。调用补偿，因电网安全运行需要调用独立新型储能，且按调度指令执行的电站，若调用期间实时市场充放电价差不满足储能申报价格，则给予运行成本补偿。
青海电力交易中心发布《青海电力现货市场第四次结算试运行工作方案》和《青海电力现货市场规则汇编（V5.0结算试运行稿）》，2025年8月27日至9月30日开展结算试运行，现货交易采取“发电侧报量报价、用户侧不报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易。独立储能电站按自然月自愿选择以报量不报价或报量报价的方式参与现货电能量市场。本次试运行市场力监测设置事前监管机制。
辅助服务方面
河南省能源监管办发布《河南电力辅助服务市场交易细则》，明确规定参与调峰、调频的提供辅助服务的新型储能额定功率不低于10MW、连续储能时长2小时及以上，主要为独立储能。在市场初期，实际调节速率不得高于50MW/分钟，交易标的为调频里程。调峰补偿上限0.2元/千瓦时，调频申报价格0-15元/MW。虚拟电厂提供调峰，报量不报价，0.2元/kWh。现货市场连续运行时调峰辅助服务市场不再运行。
四川省能源监管办发布《四川电力辅助服务市场交易实施细则（征求意见稿）》，明确了市场成员包括新型经营主体。规定在市场初期，辅助服务市场和现货市场独立开展、分别优化，具备条件后，逐步探索联合优化。独立储能及虚拟电厂应按日自主选择参与现货电能量市场、调频和备用辅助服务市场之一。低谷调峰市场中独立储能、虚拟电厂报价不进行分档，申报价格上限350元/MWh。储能申报容量原则上等于最大允许充电功率；虚拟电厂不大于最大调节容量。调频里程价格的最小申报单位为0.01元/MW，申报价格上限暂为5元/MW。备用辅助服务的申报价格最小单位为0.1元/MWh，申报上限暂为126.8元/MWh。
电价政策方面
浙江省发改委发布《关于优化迎峰度夏期间电网侧储能价格机制的通知》，规定在2025年7月1日至9月15日，针对电网侧储能项目，实施临时价格机制。电网侧储能项目充电价格按相应电压等级单一制一般工商业用电的代理购电用户价格执行。电网侧储能项目按照省电力公司电力调度控制中心安排充电的，在一般工商业电价非低谷时段充电的，充电价格都按低谷时段价格执行。电网侧储能项目放电价格继续按煤电基准价执行。相应充放电价差产生的费用由全体工商业用户承担。
补贴方面
安徽省能源局发布《关于做好新型储能调度运行结算工作的通知（征求意见稿）》，明确电力调度机构直接调用独立新型储能充、放电价按调用时间节点现货市场实时电价结算。独立新型储能2025年7月、8月、12月上网总放电量，按0.2元/千瓦时给予补贴；2026年1月、7月、8月、12月上网总放电量，按0.1元/千瓦时给予补贴。保供支持补贴暂从尖峰电价资金中列支。
四川省发改委发布《四川省节能减碳和能源结构优化省级预算内基本建设投资专项管理办法》，指出省预算内投资安排方式主要为投资补助或直接投资。对于新型储能和能源领域氢能项目等：单个项目安排资金不超过总投资的15%，单个项目安排金额原则上不超过2000万元。另外，文件还提出，对于充电基础设施新建项目安排资金不超过总投资的40%；改造项目安排资金不超过新增投资的50%，单个项目安排金额原则上不超过100万元。
重庆市铜梁区经信委及发改委联合发布《关于2025年铜梁区支持新型储能发展扶持项目申报工作的通知》，规定了项目申报时间和补贴规则，用户侧储能项目，按上一自然年实际储能放电量给予项目投资方0.5元/千瓦时的资金补贴；如果企业在建设储能同时新建光伏设施，按上一自然年光伏实际发电量给予项目投资方0.5元/千瓦时的资金补贴，每年光伏发电量补贴不超过储能放电量补贴，连续补贴三年；两项补贴金额累计不超过1000万元。电源侧储能项目配比达到10%、2小时及以上的，以及电网侧独立储能电站，每年按新型储能设备投资额的5%给予补贴，连续补贴4年。
深圳市光明区发展和改革局发布《深圳市光明区关于支持新型储能产业加快发展的若干措施（修订版）（征求意见稿）》，鼓励示范项目建设，对符合条件的示范项目按实际投资的20%，给予最高500万元资助。对虚拟电厂资源聚合平台投资主体最高连续三年按响应收益的10%给予资助，给予单家企业每年最高200万元资助。对改造接入虚拟电厂的新型储能项目，按改造实际投资的20%，给予项目最高100万元资助。鼓励高标准建设“新型储能制造园区”，对新建项目给予产权主体最高3000万元资助。对入驻“新型储能制造园区”的新型储能企业，给予租金资助。
管理规范
珠海市发展和改革局发布《珠海市用户侧电化学储能安全技术指引》，适用于珠海市工商业企业自用的，额定功率100kW及以上或额定能量100kWh及以上的锂离子电池/钠离子电池（含固态电池）储能系统及电站的建设运行。还规定了电池强制退役的情况。
贵州省住房和城乡建设厅发布《关于加强电化学储能电站消防设计审查验收管理工作的通知（征求意见稿）》，规定电站接入电压等级330kV及以上的电化学储能电站为特殊建设工程，实行消防设计审查、消防验收制度。其中，额定容量100MW·h及以上的电化学储能电站抽查比例不应低于50%，额定容量100MW·h以下的电化学储能电站抽查比例按《贵州省建设工程消防设计审查验收管理实施细则》有关规定执行。
虚拟电厂方面
云南省能源局发布《云南省虚拟电厂建设管理办法（试行）（征求意见稿）》，规定了虚拟电厂应满足的相关技术要求，其中可调节容量不可小于1兆瓦，连续响应时间不低于1小时。取得虚拟电厂准入资格证书的运营商应以独立主体身份参与电力中长期市场、电力现货市场、辅助服务市场和需求响应市场。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参与电力市场交易，不得以同一调节行为，重复获取收益。
广东省广州市工信局发布《广州市虚拟电厂高质量发展实施方案》、《广州市虚拟电厂运行实施细则》，开展市级虚拟电厂应用，市级财政每年安排不超过1000万元给予市级虚拟电厂应用奖补。开展有功功率需求响应补贴、无功功率需求响应补贴以及对建设有技术支持系统、具备分钟级实时调节能力的虚拟电厂给予备用容量补贴。并计划至2026年底，接入容量达到400万千瓦，调节能力达到120万千瓦。至2027年底，实现10千伏及以上分布式光伏、用户侧储能、充换电设施等资源的接入，接入容量达到500万千瓦，调节能力达到150万千瓦。
河北省发展和改革委员会发布《河北省虚拟电厂建设运营实施意见》《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》，计划到2027年，虚拟电厂调节能力达到200万千瓦。到2030年，全省虚拟电厂调节能力达到300万千瓦以上。并规定现阶段，虚拟电厂聚合可调节容量应不低于5MW，持续调节时间不小于1小时，参与现货市场的虚拟电厂单一交易单元的可调节容量应不低于1MW。在需求响应市场启动期间，虚拟电厂须优先参与需求响应市场。
山西省能源局、山西能监管办联合发布《虚拟电厂建设与运营管理暂行办法》，对虚拟电厂在调节响应能力、响应时间、调节精度、资源聚合能力等方面做出要求。另外，聚合的储能资源作为发电侧或用电侧的配套设施，不单独作为聚合主体参与交易。
示范项目方面
四川省能源局印发《关于开展2025年第二批电网侧新型储能项目申报工作的通知》，规定同一220千伏供电片区布局的独立储能电站总容量不宜过大，原则上不超过1座独立储能电站。要求电化学储能项目于项目清单印发起12个月内建成并网，其他类型的储能项目于项目清单印发起18个月内建成并网。
内蒙古能源局印发《内蒙古自治区能源局关于印发2025年第二批独立新型储能建设项目清单的通知》，共计下发3个独立储能项目，累计容量1.3GW/5.2GWh，计划总投资达43.3亿元。内蒙古先后发布的七批次新型储能项目，数量已达82个，总规模共计30.92GW/135.36GWh。
低碳发展方面
盐城市大丰区发展和改革委员会印发《盐城市大丰区零碳试点奖补政策实施方案（试行）》，对新纳入到国家级零碳园区建设试点名单的园区、通过评估验收正式创成国家级的零碳园区、新创成江苏省碳达峰碳中和试点园区、江苏省新型电力系统试点园区等省级试点任务的园区，以及产品碳足迹标识认证创新试点的企业和对新纳入微电网试点并验收合格的微电网企业制定了相应的补助和奖励政策。另外还指出支持零碳制造业工厂绿色电力消费，在试点期间消费的绿色电力给予补助。
