一、政策数据概览
根据CNESADataLink全球储能数据库的不完全统计，2026年5月份共发布储能相关政策45项，其中国家层面发布4项。从重要程度来看，非常重要类30项，其中，江西、辽宁发布数量居多，从政策类别来看，电力市场、电价政策、管理规范居多。
二、重要政策概览
【国家层面】
国家发展改革委、国家能源局等四部门联合发布《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，明确了人工智能与能源双向赋能的发展目标：到2027年初步建成适配算力的能源保障体系，到2030年相关融合发展水平达到世界领先。文件提出统筹算力枢纽与新能源基地布局，探索百万千瓦级算电一体化试点，鼓励算力设施配置构网型储能；鼓励具备调节能力的算力设施开展绿电直连，通过价格政策引导算力消纳新能源；将新型储能优化、虚拟电厂调度、车网互动（V2G）等纳入能源高价值应用场景；同时支持算力、能源融合项目发行绿色债券、申报REITs，依托各类资金加大项目投入。
国家能源局发布《新型储能电站建设工程质量监督大纲》，明确了文件适用范围为电源侧、电网侧单机功率100兆瓦及以上的电化学储能、压缩空气储能电站建设工程，其他规模、类型的新型储能电站可参照执行，不适用于用户侧储能电站。文件将质量监督体系划分为通用部分、专用部分两大板块，通用部分按建设时序设置监督阶段，适用于所有达标储能项目；同时分别明确了电化学储能、压缩空气储能电站的专项监督节点要求，规定储能电池、BMS、PCS、变压器等核心设备技术文件需齐全，符合设计标准。
国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，明确了多用户绿电直连的模式定义、适用范围与发展要求，该模式指风电、光伏等新能源不接入公共电网，通过专线、变电设施向多个不同法人实体供电，分为并网型、离网型两类，优先支持算力、绿色氢氨醇等产业开展相关项目。文件明确项目需按照“以荷定源”规划装机，严格执行自发自用电量比例要求，新能源规模纳入省级新能源开发方案；项目需设立独立法人主责单位，按要求投资建设相关设施；同时明确了项目运行管理、市场参与、计量溯源、费用缴纳等核心规则，要求项目配置储能提升就近消纳能力，并网型项目按规则参与电力市场、实现小时级绿电溯源。
【地方层面】
电力市场
新疆能源监管办发布《新疆电力中长期市场实施细则》，文件将独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等纳入市场成员；独立储能充电按用户、放电按发电企业参与交易，同一标的不可双重身份交易，发电侧配建储能与场站整体参与交易。虚拟电厂可聚合资源分两类模式参与交易，电量收支需分开结算。工商业用户全部进入电能量市场，未直接参与交易的由电网代理购电。直接交易主体电价由市场形成，不再统一划定分时电价；新能源在集中竞价、单边挂牌环节享有出清优先权，同时逐步推动月内短期交易限价向现货限价靠拢。
陕西省发改委发布《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知（征求意见稿）》。针对未参与配储的电网侧独立储能实行清单管理，按每年每千瓦165元核定容量电价，标准暂定执行3年。容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户按用电量分摊。储能未按调度指令运行将梯度扣减容量电费，多次违规将取消补贴资格。储能充放电价格由现货市场决定，充电环节按规则缴纳相关费用，放电时对应退减输配电费。
国家能源局山东监管办、山东省发改委、省能源局联合印发《山东电力市场规则(试行)》（2026年4月修订版）。明确独立储能、分布式储能、虚拟电厂等各类主体的交易单元划分及准入功率、时长要求。中长期电价由市场自主形成，直接交易主体不设固定分时电价；不同市场主体执行差异化现货结算电价。细化发电侧容量补偿核算方式，中长期交易可自主选择结算参考点。新型经营主体可灵活参与电能量、辅助服务市场，现阶段辅助服务仅开展调频、爬坡交易，并划定调频价格上下限。
吉林电力交易中心转发《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.1版）》。整套规则覆盖电力市场全流程，独立储能、虚拟电厂、并网型绿电直连项目可参与中长期、现货、调频全品类交易，同时设定独立储能准入功率与响应时长标准。独立储能可按月选择现货报价模式，参与调频市场当日现货停止出清；虚拟电厂按类型分类参与交易，混合型虚拟电厂同场交易仅限单向操作。调频市场采用日前预出清+日内滚动出清模式，月度补偿费用按电量比例分摊。
湖南电力交易中心发布《关于完善〈湖南省电力市场结算实施细则〉有关政策的通知》。参与现货、调频市场的独立储能，全部电量按节点实时电价结算，充电电量免收输配电价、政府性基金及附加。若因电网调度调整造成储能电能量收益为负，将给予等额补偿，补偿费用由电力用户分摊。此外，文件补充新能源机制电量差价结算条款，完善火电成本补偿、合约电量盈亏回收等相关规则。
福建电力交易中心发布《福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）》修订征求意见稿。确定省内电力现货统一采用系统边际电价机制，取消原阻塞成本项目，简化发电侧电能量价格构成，并对系统边际电价作出明确定义。
国家能源局山西监管办公室发布《山西电力中长期市场实施细则》。储能企业、虚拟电厂等新型经营主体正式纳入市场范畴。直接交易主体电价由市场形成，电网代理购电用户由政府统筹设置峰谷时段与浮动电价。划分不同周期交易的限价区间，现货相关合同需约定分时曲线与价格。独立储能充、放电分身份参与交易结算，且不得接受第三方代理；同时对不同类型虚拟电厂的市场参与方式作出差异化规定。
广州电力交易中心发布《南方区域电力现货市场正式运行实施方案（2026年）》等系列征求意见稿。规范各类新能源、储能、虚拟电厂参与现货的模式，新能源与配建储能可联合报价。明确跨省中长期交易的周期、交易方式及优先级，跨省绿电交易增设偏差补偿机制。市场整体执行“日清月结”结算模式，分时段、分品类开展结算，并设置常规电价及二级价格限值，防范电价异常波动。
黑龙江省发改委、国家能源局东北监管局印发《黑龙江省电力现货市场运营实施细则（试行3.0版）》。储能、虚拟电厂等新型经营主体全面参与省内电力市场。独立储能可自主选择现货报价模式，选定“报量不报价”可享受优先出清，参与调频市场则当日现货零出清。调频市场设定价格上限，实行日清月结结算。中长期开展多时段分时段交易，合约偏差电量按实时节点电价结算，市场初期独立储能减免多项费用分摊义务。
辅助服务
华北能源监管局发布《关于征求华北区域“两个细则”意见的函》，将并网主体划分为发电侧、负荷侧、新型储能三大类别，电化学、压缩空气、飞轮储能等均归入新型储能管理范畴。文件明确有偿辅助服务补偿标准：一次调频400元/MWh、自动功率控制（APC）2.5元/MW、自动电压控制（AVC）0.1元/MWh。独立储能电站必须配置AVC系统，同时具备一次调频、惯量响应能力，AGC、AVC等核心功能需在并网后六个月内完成调试。规则明确监管、考核、结果披露与结算的责任主体，储能出现违反调度纪律、非计划停运、脱网等行为将按装机容量折算考核电量，同时划定五类免于考核的情形。所有考核费用实行专项管理，全额用于考核奖励返还。
电价政策
吉林省发改委、国家能源局东北监管局、省能源局出台《关于明确储能价格政策有关事项的通知》（附《吉林省电网侧独立新型储能容量电价考核机制》）。明确新能源就近消纳项目的界定、电量配比及计量要求，逐年提高自发自用电量占比标准。项目可二选一执行输配电费缴纳模式，计费方式变更有时间限制。项目下网电量按规定缴纳各类费用，自发自用电量暂免系统运行费；用电必须直接参与市场，禁止电网代理购电。区分存量、新增项目政策适用规则，电网企业需按要求定期公开电网平均负荷率数据。
同步配套的《吉林省电网侧独立新型储能容量电价考核机制》，将储能分为电网侧、电源侧、用户侧三类差异化制定价格规则：电网侧独立新型储能实行清单动态管理，充放电按市场定价，按标准缴纳相关费用，放电可退减输配电费；电源侧储能与配套新能源一体化参与市场、统一结算；用户侧储能价格随所属用户，原则上禁止向电网放电。容量补偿仅面向未参与配储的电网侧独立新型储能，以330元/千瓦・年煤电容量电价为基准，结合放电时长折算补偿标准，全年净负荷高峰时长统一按8小时核定，容量电费由工商业用户分摊。纳入清单的储能电站需每月20日前完成参数申报，考核以申报数据为依据。文件明确梯度考核扣罚规则，根据月度不达标次数按比例扣减容量电费，自然年内累计三次全额扣费将取消当年补偿资格。
新疆维吾尔自治区发改委印发《自治区发展改革委关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》。2026年新疆煤电容量电价定为165元/千瓦・年，煤电通过容量电价回收固定成本的比例提升至50%，同步启动天然气发电容量电价核定工作。电网侧独立新型储能、未享受电价补贴的光热项目纳入清单管理，容量电价按照“煤电容量电价×（储能满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长）”计算，折算比例最高为1，全区全年最长净负荷高峰持续时长暂定为6小时。抽水蓄能按开工时间分档核定容量电价：633号文件出台前开工的项目按原有标准校核；633号文件至2026年114号文件之间开工的项目，每5年制定统一容量电价，满功率发电时长不足6小时将做电价折减。抽水蓄能、电网侧独立储能充放电价格均遵循现货市场规则，抽水、充电环节视作电力用户缴纳相关费用，发电、放电阶段对应退减输配电费，享受容量电价的光热项目参照执行。政策推动中长期电价与现货价格联动，2026年月度中长期交易允许部分电量采用现货统一结算点电价。自治区能源主管部门对电网侧独立储能、抽水蓄能、光热、气电项目清单实施动态更新管理。
浙江省发改委、浙江能源局印发《关于优化工商业分时电价政策有关事项的通知》，自2026年7月1日起正式执行。执行范围上，大工业用户全年必须执行分时电价，一般工商业用户可自主选择是否参与。时段方面，午间低谷时长调整为3小时，取消上午尖峰、高峰时段，将下午尖峰/高峰整体后移，全年16:00-23:00共计7小时统一设置为高峰/尖峰时段。计价以“上网电价+上网环节线损费用+系统运行费用”作为平段基数，输配电价、政府性基金及附加不参与浮动；尖峰、高峰、平段、低谷、深谷电价浮动比例为2.05∶1.85∶1∶0.4∶0.2。充换电设施可参与车网互动并向电网送电，夏冬季高峰/尖峰时段放电执行对应时段电价，其余季节及时段按平段电价结算。政策实行年度调整机制，每次调整提前1个月向社会公示。
广东省发改委发布《关于进一步优化我省峰谷分时电价政策的通知（征求意见稿）》。适用规则方面，已直接参与电力市场交易的工商业用户不再执行分时电价；用电容量101千伏安及以上的非普通工业专用变压器类一般工商业用户、居民用户，可自愿选择执行峰谷分时电价。电价构成中，输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加不参与价格浮动，全省峰、平、谷电价浮动比例固定为1.7:1:0.38，广东省除深圳外区域，尖峰电价在高峰电价基础上上浮25%。时段进一步优化，全年晚间平时段延长1小时、午间低谷时段增加1小时、午间平时段缩减1小时；区分四季划分常规时段，夏季（7-8月）、秋季（9月）增设专属尖峰时段，当日最高气温达35℃及以上时，可临时调整尖峰执行时段。
储能规划
广东省人民政府印发《广东省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》。明确2030年发展目标：全省电源装机超3.3亿千瓦，非化石能源装机占比超55%，新增新型储能装机500万千瓦。提出布局抽水蓄能与多元储能技术，拓展“储能+绿电”、海上光伏等融合应用；推进零碳园区、零碳运输走廊建设。完善新型主体市场交易机制，探索容量电价、电力期货等业态，推进新型电力系统、虚拟电厂建设，打造大型海上风电基地。
辽宁省发改委、工信厅出台《关于支持新型储能健康发展的通知》，目标2027年全省新型储能规模突破500万千瓦，重点布局10万千瓦及以上大型独立储能。允许符合条件的新能源配建储能转为独立储能，鼓励各类长时、先进储能技术示范应用。拓宽储能应用场景，完善市场参与规则，独立储能可自主选择现货报价模式，同时建立可靠容量补偿机制，并严格约束项目股权变更行为。
江西省人民政府发布《江西省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》。提出2030年全省储能装机突破500万千瓦、新能源装机达5500万千瓦以上。重点发展锂离子储能，布局抽水蓄能，推进钠离子、液流电池等技术研发。推动绿电直连、虚拟电厂发展，加快完善适配新型能源体系的电力市场与价格机制。
管理规范
河北省发改委发布《关于进一步加强独立储能项目规范管理有关事项的通知》，明确独立储能界定范围，电网侧独立储能实行清单管理，仅清单内项目可享受容量电价。文件规范项目申报、筛选、复核全流程，明确建设工期、施工监管要求，严禁违规变更建设内容、倒卖项目。同时支持存量2小时独立储能改造，提升放电时长至4小时及以上，强化顶峰能力。
示范项目
辽宁省发改委发布《关于开展“十五五”第一批新型储能项目遴选的通知》，全省本次新增储能总规模320万千瓦。多数地区要求建设构网型调峰储能，部分地区可布局调峰/调频组合电站；优先支持压缩空气、全钒液流等长时安全储能技术，落地长时储能的地区可额外获得建设规模。项目单体装机不低于10万千瓦，需齐备投资、用地、接网等审批文件。项目原则上2个月内开工、12个月内全容量并网，压缩空气储能最长可放宽至3年；项目建设期及投产2年内不得变更股权，未按期推进的项目将移出清单、取消相关政策并收回建设规模。
辽宁省沈抚示范区发改局发布“十五五”第一批新型储能项目遴选公告，本次遴选1个20万千瓦电网侧储能项目，明确接入站点。项目可选择调峰、调频、混合三类模式，调峰及混合项目调峰部分须采用构网型技术。划定申报资质、评审标准与技术导向，严格限定建设时序、股权及项目内容调整要求，明确完整遴选工作流程。
山西省能源局公布《山西省2026年第一季度新型储能项目库调整清单（第五次调整）》。本次完成项目入库、出库、参数变更工作，入库项目集中在运城、朔州、晋中，包含多种混合储能技术路线。新规要求项目建设期及并网后5年内不得擅自转让，经调整后，全省储能项目库总规模达173.49GWh。
其他应用
河北省发改委公示第一批虚拟电厂试点项目名单。试点主体涵盖央企、地方国企、民企三类市场主体，项目覆盖全省各地市，结合区域资源禀赋差异化布局。本次试点以混合型虚拟电厂为主，占比75%，同时明确负荷型、电源型、混合型三类虚拟电厂的资源聚合范围与交易单元设置规则。
江西省能源局公示第一批虚拟电厂试点名单，共确定12家试点，其中混合类10家、负荷类2家。试点参与主体包含各大电力央企及储能领域民营企业，多元市场主体共同参与建设运营。
福建省发改委、福建能源监管办发布《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（征求意见稿）》，文件覆盖虚拟电厂全流程管理。参与电能量市场的运营商原则上需具备售电资质，同一聚合资源仅可签约一家运营商。明确不同场景下虚拟电厂参与市场、需求响应的优先级，严禁利用同一调节行为重复获利。划定系统运行、数据传输等硬性技术指标，并网参与现货、辅助服务的项目需接入调度系统，紧急情况下须服从统一调度；结算时分项核算发、用电量，不得相互抵扣。同时鼓励各类企业、中小微主体参与虚拟电厂投资运营。
江西省能源局出台《江西省电力市场化需求响应实施方案（征求意见稿）》，明确需求响应资源范围及各类主体准入门槛：电力用户单次响应时长不低于1小时、响应能力不小于200千瓦；负荷聚合商集成响应能力不低于2000千瓦；虚拟电厂响应能力不低于5000千瓦。设定不同类型需求响应补偿区间，邀约型削峰0-3元/kWh、实时型削峰按邀约价格1.5倍执行、邀约型填谷0-0.5元/kWh。以15分钟为单位核算有效响应容量，削峰费用由工商业用户分摊，填谷费用由发电企业分摊。
浙江能源监管办发布工作会议纪要，明确将持续完善虚拟电厂参与现货、辅助服务及“两个细则”的相关规则。要求虚拟电厂强化资源管控与调节能力，提前一日上报可调负荷曲线，后续将持续跟踪试点运行，不断优化市场化参与机制。
海南省发改委发布《海南省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）（征求意见稿）》。虚拟电厂可参与全品类电力市场，可聚合分布式新能源、用户侧储能、可调节负荷等资源，单一资源仅限归属一家运营商。准入要求可调节容量不低于1兆瓦、连续响应时长不少于1小时，主体分为负荷类、发电类。技术系统需满足网络安全标准，实行多轮能力认定与月度抽查制度；违规或能力不达标将被清退，无故退出主体三年内不得再次准入。