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政策解读

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12月116项储能政策发布，15省电力市场规则更新
在 2026-01-14 发布

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12月份共发布储能相关政策116项，其中国家层面发布11项。从重要程度来看，非常重要类51项，其中，陕西、青海、四川、福建发布数量居多，从政策类别来看，电力市场、辅助服务政策居多。


二、重要政策概览

【国家层面】

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知（发改办体改〔2025〕1032号）》，明确了市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，推动民营企业参与，带动相关产业链成长，促进就业和能源新质生产力提升。重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度四个方面开展评价。
国家发展改革委、国家能源局发布《电力中长期市场基本规则》，文件明确提出，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。
国家发展改革委办公厅、工业和信息化部办公厅、国家能源局综合司发布《国家级零碳园区建设名单（第一批）》，第一批国家级零碳园区建设名单共有52个园区，范围包括园中园、整体，建设周期要求在2027年、2028年、2029年、2030年建成。
国家发改委发布《关于印发〈基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）项目行业范围清单（2025年版）〉的通知》，旨在拓展基础设施REITs的发行范围，盘活存量资产，促进投资良性循环，符合条件的15类可申报项目，其中包括储能设施项目。



【地方层面】

电价方面

河北省发展和改革委员会发布《关于优化调整冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知》，规定上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加、历史偏差电费不参与峰谷分时电价浮动。2026年起，冀北冬季增加12:00-15:00共3个小时的深谷时段；夏季尖峰时段向后平移了一个小时，由原先17:00-20:00改为18:00-21:00；另外，春秋季将8:00-10:00的高峰时段改为平谷，同时取消了上午2小时高峰时段。
国网山东电力公司发布《关于2026年工商业分时电价公告》，明确2026年山东省工商业客户分时沿用2025年分时时段不变。浮动比例上高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。与2025年保持不变。
山西省发改委公开征求《关于进一步完善工商业用户分时电价政策的通知》意见，本次征求意见稿明确了分时电价执行范围、浮动比例，调整了峰谷时段，并明确实施节假日深谷电价。全年的上午高峰时段整体前移至6:00-8:00，且缩短了1小时，部分月份晚间的高峰时段增加了1小时。夏季和冬季的尖峰时段增加了1小时。低谷时段由凌晨移至白天，主要集中在9:00-14:00。平时段代替此前凌晨主要的低谷时段，全年下午的平时段均有所减少，冬季下午的平时段消失。
湖北省发改委省能源局发布《建立新型储能价格机制的通知》，建立电网侧独立储能容量补偿机制，享受容量补偿的项目不得租赁容量。月度容量电费按照月度容量电价和月度平均可用容量确定。月度容量电价=年度容量电价/12，年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的项目，取消其容量补偿资格。若项目全年等效充放电次数偏低（电化学储能低于240次，压缩空气储能低于180次），当年容量电费回收20%，用于冲抵系统运行费。


电力市场方面

国家能源局华中监管局发布《江西省电力市场规则4.0版》部分条款修订意见，在交易约束方面进行了细化。年度、月度（多月）价格上限按照平段0.497160元/kWh，谷段0.198864元/kWh，深谷0.149148元/kWh，高峰0.795456元/kWh，尖峰0.894888元/kWh；月内集中交易价格上限按照上限与省内电力现货市场交易价格上限保持一致，下限为0元/kWh。引入了分布式电源、虚拟电厂、智能微电网等经营主体，明确新能源、虚拟电厂、用户参与现货市场方式。新型储能和配建储能“报量不报价”参与现货市场。
陕西省电力中心发布《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》，2026年新能源电价改革、新煤电容量电价政策相关费用纳入系统运行费由全体工商业用户分摊，工商业用户市场外度电分摊费用较2025年将出现上涨。市场化用户电价取消峰谷浮动，由批发均价决定。
北京市城市管理委员会发布《北京市2026年电力市场化交易方案》，2026年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排950亿千瓦时，其中，直接市场交易规模350亿千瓦时，电网代理购电规模600亿千瓦时。零售用户、售电公司签订零售市场购售电合同，分别约定绿色电力交易、非绿色电力交易零售套餐。
天津市工业和信息化局发布《关于做好天津市2026年电力市场化交易工作的通知》，天津地区2026年电力市场化直接交易电量总规模暂定为375亿千瓦时（含绿电交易），区外机组交易电量上限为交易电量总规模的40%。独立储能可与批发用户直接交易售出电量，也可通过售电公司向零售用户售出电量；现阶段独立储能只能与天津区内电力用户进行储能交易。
四川电力交易中心发布《四川2026年电力市场交易总体方案》及《四川电力市场规则体系V4.0》，原执行峰谷电价的批发和零售用户仍须按照分时电价政策继续执行峰谷电价。其中批发用户市场交易电价、零售用户的联动价格部分，不执行峰谷电价浮动。还明确新能源、独立储能、发电类虚拟电厂等不受年度签约比例限制。
海南电力交易中心发布《关于海南新型储能参与电力市场交易有关事项的通知》，涉及新型储能的市场准入与注册，独立储能参与电力中长期、电力现货、电力辅助服务市场等。针对额定功率在5兆瓦及以上，额定功率下可持续充电放电时间均不低于1小时的独立储能。独立储能可选择“报量不报价”或“报量报价”方式参与电力现货市场，报量报价参与区域调频、跨省备用等辅助服务市场交易。
山东电力交易中心发布《山东电力市场规则（试行）》，独立储能以报量报价方式，自愿参与日前市场经济出清。明确调频里程价格上下限分为12元/MW、0.1元/MW，调频辅助服务市场与现货市场暂分步出清。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，K为储能电站日可用系数，H为储能电站日可用等效小时数，并将市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调整为0.0705元/kWh。
福建电力交易中心转发福建发改委、国家能源局福建监管办公室发布《2026年福建省电力中长期市场交易方案》，独立新型储能、虚拟电厂运营商等新型经营主体作为市场主体参与电力中长期市场。现货市场运行期间，批发用户按照市场化交易形成的分时电价执行，签订分时段套餐的零售用户按照套餐约定的分时电价执行，均不再执行福建省分时电价政策。
青海省能源局发布《青海电力现货市场连续结算试运行方案补充规定（征求意见稿）》，现货申报和出清价格下限80元/兆瓦时，申报和出清价格上限650元/兆瓦时。二级限价300元/兆瓦时。当月度纳入机制的电量比例（实际月度机制电量占比）大于等于100%时不进行超缺额收益回收。
发辽宁省工信厅、辽宁省发改委、国家能源局东北监管局发布《辽宁省电力市场运营规则（试行4.0版）》和《辽宁省电力市场配套实施细则（试行4.0版）》，价格方面，年度、多月交易价格约束参照燃煤基准价格上下浮动20%执行；月度、月内（多日）、日交易价格约束参照现货市场出清价格上、下限执行。电能量报价上下限分别为1.1元/kWh，-0.1元/kWh；日前/实时市场出清价格上下限分别为1.5元/kWh，-0.1元/kWh。
安徽电力交易中心征求对《安徽电力现货市场运营基本规则》（结算试运行第6版）及配套细则意见，规定独立储能以“报量报价”或“报量不报价”（自调度）参与现货市场，需具备接受现货市场出清指令的条件，充电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充电时间不低于1小时。并对与省内中长期市场、与安徽调频辅助服务市场等的市场衔接做出相关规定。
广西壮族自治区能源局发布《2026年广西电力市场化交易工作有关事项的通知》，文件明确，为避免增量新能源项目机制电量重复参与绿色电力交易，增量新能源项目在竞价正式结果发布前暂不参与绿色电力交易，待增量新能源项目竞价结果正式发布后方可参与后续绿色电力交易。
国网福建电力调度控制中心发布《福建电力市场日前现货交易实施细则（模拟不结算试运行版）（征求意见稿）》，规定以“报量不报价”的方式参与，充放电功率不小于1万千瓦且持续时间不小于1小时的独立新型储能电站，若其同时参与调频辅助服务市场，默认自调度曲线为0MW。
陕西电力交易中心发布《陕西省2026年电力现货市场连续运行工作方案（征求意见稿）》，具备进入商业运营相关条件的独立储能，满足自动发电控制等技术准入条件的可选择以“报量不报价”方式参与，不满足技术准入条件的以“自调度”方式参与。省级及以上调度管辖的独立储能可按月自主选择以“报量不报价”或“自调度”的方式，作为价格接受者参与现货市场。市场申报及出清价格上下限为0-1000元/MWh。
黑龙江电力交易中心发布《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.1版）》，独立储能可按自然月自愿选择通过“报量报价”的方式全电量参与日前现货市场竞价；或以“报量不报价”的方式自主决策充放电功率曲线在日前现货市场中优先出清。选择参与调频市场的独立储能当日的现货市场全天按零出清充放电功率。独立储能按自然日选择参与调频市场，在日前申报调频容量、调频价格等参数，不再参与日前现货市场出清，全时段参与调频市场。
内蒙古自治区能源局发布《关于做好2026年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》《关于做好2026年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜的通知》，预计2026年蒙东区内电力市场交易电量规模533亿千瓦时（含线损电量）。且直接参与市场用户（含零售用户）不再执行峰谷分时电价政策。独立储能电站、虚拟电厂可自愿选择参与中长期交易，可作为发电侧、用电侧两种角色参与市场。
山西电力交易中心发布《电力市场规则体系（V16.0）》，调频五段报价时段调整为“00:00-06:00、06:00-10:00、10:00-16:00、16:00-21:00、21:00-24:00”。凌晨、早高峰、后夜降负荷时段调频服务申报价格范围为5-15元/MW；中午低谷、晚高峰时段申报价格范围为10-15元/MW。储能参与调频充电费用大于放电费用，可获量价补偿。


辅助服务方面

国家能源局湖南监管办发布《湖南电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》《湖南电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》，要求纳入细则管理的独立新型储能容量不低于2MW/2MWh。下达调度计划（含调度指令）要求独立新型储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为H2×300（元/兆瓦时）。有偿无功服务补偿价格为50元/MVarh。
四川电力交易中心发布《四川电力辅助服务市场交易实施细则》，细则明确，现货市场结算（试）运行期间，低谷调峰、启停调峰等各类具有类似功能的市场不再运行。独立储能及虚拟电厂按时段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。低谷调峰申报价格：独立储能、虚拟电厂报价不进行分档，申报价格上限为350元/兆瓦时。充/放电功率不低于5兆瓦的独立储能可参与调频市场，备用市场独立储能充/放电功率不低于5兆瓦、持续时间不低于1小时。
云南能监办发布《云南调频辅助服务市场实施细则》、《云南黑启动辅助服务市场实施细则》，云南调频市场补偿为调频里程补偿，只有AGC投AUTOR调频控制模式的发电单元方可获得相应调频里程补偿。调频里程申报价格上限8元/MW，调频里程申报价格下限3元/MW，市场出清价格上限为15元/MW。
国家能源局甘肃监管办公室 甘肃省发展和改革委员会发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》，本规则中经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）。调频里程报价上限暂定为15元/兆瓦。调试运行期的发电机组和电网侧储能，以及退出商业运营但仍然可以发电上网的发电机组（不含煤电应急备用电源）和电网侧储能分摊费用不超过当月调试期电费收入的10%。
国家能源局江苏监管办公室发布《江苏电力并网运行管理实施细则》《江苏电力辅助服务管理实施细则》，两个细则均适用于省级电力调度机构调度管辖的并网主体，包括火电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能等发电侧并网主体。电化学、压缩空气、飞轮等独立新型储能，电源侧配套储能纳入相应的发电侧并网主体统一管理。
陕西省发展和改革委员会印发《陕西电力调频辅助服务市场实施细则》，陕西调频市场与电力现货市场分步出清，待条件具备后，实现调频市场和电力现货市场联合出清。申报调频里程价格的最小单位是0.1元/MW，申报价格范围暂定为0-15元/MW，申报调频容量的最小单位是0.01MW。并网发电机组单个AGC单元的中标调频容量不超过其装机容量15%与其可调节容量范围30%两者取小；新型经营主体单个AGC单元的中标调频容量不超过系统调频容量需求值的10%；全网新型经营主体中标调频容量之和不超过系统调频容量需求值的35%。

补贴方面

深圳市龙岗区发展和改革局发布《龙岗区发展和改革专项资金关于支持新能源产业高质量发展实施细则（试行）》，重点支持领域包括储能、氢能、光伏、核能、新兴能源、节能减排。鼓励打造工商业园区储能示范场景，新能源汽车移动储能应用场景示范，搭建虚拟电厂商业模式示范场景，对符合条件的项目按实际投资的10%，给予最高100万元支持。
甘肃省发展和改革委员会、甘肃省工业和信息化厅、甘肃省能源局、国家能源局甘肃监管办公室发布《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，根据文件，电网侧独立新型储能可获得容量电费。电网侧独立新型储能容量电费=申报容量×可靠容量补偿标准×容量供需系数，其中，可靠容量补偿标准暂定为330元/（kW·年）。
河南省发改委发布关于2024年度新建非独立新型储能项目财政奖励资金省级复核结果的公示，通过省级复核项目10个，核定总容量376.63MW，获奖励资金共4519.56万元。


管理规范

陕西省发改委发布《关于加强我省新型储能项目规范管理的通知（征求意见稿）》，通知明确各市能源主管部门联合电网企业，按照“按需而建、建而有用”原则，科学评估储能需求，并会同市自然资源、生态环境、住房城乡建设、消防等部门，统筹考虑土地、安全、并网等条件，制定本地区新型储能项目年度建设计划并报送。
四川省能源局发布《四川省能源局关于做好电化学储能电站安全管理工作的通知》，通知强调了坚持压实安全责任、坚持常态化指导监督、坚持风险隐患立查立改和固化机制四个方面，通知还制定了《电化学储能电站安全隐患风险研判指南》，指出了电化学电站规划采购期、建设施工期、运营维护期、退役处置期四个阶段22项常见风险点，明确了风险点的主要风险隐患表现、预防措施。
青海省人民政府发布《青海省电化学储能电站消防安全管理办法》，新型储能项目应在取得备案文件后1年内开工建设，未按期开工建设的项目及时调出年度建设计划。备案后2年内未开工建设的项目，依法依规取消项目并移除已向社会公示的备案信息，相应电网接入意见同步作废。
甘肃省能源局发布《关于加强新型储能项目管理有关事项的通知》，项目并网投运前不得转让、买卖开发权或擅自变更建设内容。备案后2年内未开工建设或未办理相关手续的项目，经提醒仍无实质性进展的，备案信息将被移除，备案文件自动失效。对在本通知印发前已明确配储且电网企业已出具单体接入系统方案评审意见的新能源项目，仍需通过自建或租赁储能提升调峰能力。其他新能源项目均不再将配置储能作为项目核准、并网、上网等的前置条件，由新能源项目业主自主决定是否配建储能设施。


储能发展规划方面

云南省发展和改革委员会、云南省能源局发布《云南省新型储能高质量发展专项行动方案（2025-2027年）》，2027年，全省新型储能装机规模达到8GW以上。新型储能技术路线以磷酸铁锂为主。同时，共下发8.955GW/20.36GWh储能项目清单。并强调清单式管理，没有纳入推送清单的电网侧独立储能项目，不进入调节容量市场进行容量租赁，不享受容量电价或容量补偿等支持性政策。


示范项目方面

青海省发展与改革委员会发布《青海省首批绿电直连试点项目公示》，共7个项目拟纳入首批试点项目清单。包括风电1.75GW、光伏430MW、光热58MW。


虚拟电厂方面

青海省能源局发布《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案》，虚拟电厂调节性能要求方面：调节容量初期不低于5000千瓦。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，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正。响应时间：不应超过15分钟。调节速率：每分钟不应低于最大调节能力的1%或100千瓦。
佛山市禅城区发展和改革局发布《佛山禅城智慧低碳公共机构虚拟电厂示范区建设方案（2026—2028年）（征求意见稿）》，文中提出，虚拟电厂反哺节能改造，将不高于50%虚拟电厂收益（含代购电所节约电费）用于开展公共机构节能改造（含用能设备更新）。《方案》对2026、2027、2028三年设立了不同阶段的目标，打造佛山禅城智慧低碳公共机构虚拟电厂示范区。
江苏省发改委发布《省发展改革委关于促进我省虚拟电厂高质量发展的通知》，提出到2030年，力争虚拟电厂调节能力达到500万千瓦以上，鼓励拓展综合能源服务业务类型，重点建设首批100个虚拟电厂项目，聚合容量共1698.46万千瓦，投资额共127324万元。
广西壮族自治区发展与改革委发布《加快推进广西虚拟电厂发展方案》，目标到2027年，全区虚拟电厂聚合的调节能力力争不低于50万千瓦。到2030年，全区虚拟电厂聚合的调节能力力争不低于100万千瓦。并在建立虚拟电厂市场准入机制、健全虚拟电厂参与电能量市场机制、完善支持政策方面作出规定。
福建电力交易中心有限公司发布《福建省虚拟电厂常态化参与电能量市场交易相关事宜（试行）》，文中指出，现阶段主要聚合分布式电源（分布式光伏、分散式风电）、可调节负荷等分散资源参与市场交易。现阶段，虚拟电厂运营商主要参与中长期和现货电能量交易。

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