政策解读
一、政策数据概览
根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2026年6月份共发布储能相关政策36项，其中国家层面发布6项，地方层面山西、陕西、辽宁、浙江、江西等14个地区发布产业相关政策。从重要程度来看，非常重要类28项，占比77.7%。
28项非常重要类政策中，山西、陕西、辽宁发布重点政策较多，从政策类别看，主要为电力市场政策、辅助服务、新能源配储和储能发展规划。全国发布政策类型看，以低碳发展、宏观政策、储能发展规划等为主。
图1：6月非常重要类政策类别及地区发布情况
二、重要政策概览
【国家层面】
国家发展改革委等五部门联合发布《非化石能源电力消费核算指南（试行）（发改能源〔2026〕622号）》，文件构建起覆盖省级、地市级、电力用户三级的核算体系，明确采用物理认定、交易认定、分摊认定三类方式。认定上限方面，结合省间省内电能量交易、电力用户下网电量等情况，设置交易认定上限。
国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于在云霄直流开展输电权市场化交易的通知（发改体改〔2026〕734号）》，文件适用于通过云霄直流开展的跨经营区中长期、现货电能量交易时的输电权交易。交易机制方面，福建、广东每季度协商释放下季度后两月输电容量，保留容量不超富余容量50%。价格机制方面，输电权报价下限为每小时25.6元/兆瓦，上限暂定为每小时100 元/兆瓦。出清规则方面，月度交易按报价从高到低分配容量，超容量则以最后一笔报价为出清价，未超容量则按下限定价；月内交易出清方式同月度。
国家发展改革委等五部门联合发布《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知（发改环资〔2026〕698号）》，计划从2026年起，以钢铁、电解铝、水泥、平板玻璃、炼油、乙烯、合成氨、甲醇、煤电9个行业为重点，利用3年时间全面实施节能降碳改造。其中，针对煤炭行业提出通过加装储能储热设施等方式实施低碳化改造。支持方式上，将按核定总投资20%的比例给予资金补助。对于不能按期完成改造或改造后仍不符合要求的项目将按规定淘汰关停。
国家发展改革委等四部门联合发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，文件明确建立可再生能源消费最低比重目标与可再生能源电力消纳责任权重双重制度。消费最低比重目标针对重点用能行业企业，分为电力与非电两类，完成突出的予以表扬和政策支持。可再生能源电力消纳责任权重针对省级行政区域，分为总量和非水电两类，完成突出的省份优先给予政策支持。
国家发展改革委、国家能源局联合发布《新型能源体系建设“十五五”规划》，目标明确"十五五"期间源储调节能力增长40%，2030年新能源发电量占比达30%，抽水蓄能装机达1.6亿千瓦、新型储能达3亿千瓦，分布式新能源接入能力达9亿千瓦，车网互动与虚拟电厂调节能力各达5000万千瓦。
【地方层面】
储能发展规划类政策
辽宁省工业和信息化厅发布对省政协第十三届四次会议《关于在辽宁省发展钒液流产业的提案》（第13040659号）的答复，明确聚焦锂离子储能电池、全钒液流电池和飞轮储能三大领域，构建“三位一体、多元协同”发展格局，计划到2030年产业规模达300亿元。针对全钒液流产业，强化产业政策和服务支撑，做好环评要素保障，审批时限压缩50%以上；统筹12亿元科技专项资金支持研发全钒液流电池。
山西省能源局等四部门联合发布《新型储能高质量发展实施方案》，明确到2027年装机达800万千瓦以上、带动投资超100亿元，到2030年与全省风电光伏规模匹配。技术布局分三个层次推进：规模化发展锂离子、全钒液流、压缩空气、飞轮等成熟技术；示范应用钠离子、半固态锂电、重力储能、构网型储能等前沿方向；试点探索氢储能长时储能。重点任务包括统筹规划与协同推进、拓展多元化应用场景、强化技术攻关与产业培育、深化市场机制改革等方面。
新能源配储类政策
山西省能源局发布《关于优化分布式可再生能源发电项目管理的通知》，明确屋顶及“全部自发自用”地面光伏、分散式风电由市级自行实施，其余纳入省级年度规模。接网实行红黄绿差异化管理，红区原则上仅支持全自用项目并合理配置储能防范反向重过载等问题，黄区优先支持全自用并鼓励余电上网项目加装储能。鼓励10千伏及以下独立储能示范应用。
电力市场类政策
辽宁省发展和改革委员会发布《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（征求意见稿）》及配套政策，实施范围覆盖公用煤电、电网侧独立储能及省间外购电（直流通道），补偿标准按370元/千瓦·年执行一年并同步废止原有容量电价。可靠容量补偿电费由全体工商业用户用电量、电网侧独立新型储能电站充电电量、省内抽水蓄能抽水电量及外送电量进行分摊。储能可靠容量按放电功率时长与近三年最大净负荷高峰持续时长比值核定。
河北省发展和改革委员会发布《冀北电网2026年电力中长期交易工作方案》，明确交易规模暂定870亿千瓦时。现货市场未连续运行前，冀北地区独立储能已入市项目继续按照市场规则参与交易，未入市项目不再进入中长期市场。对于暂不执行峰谷电价的批发用户、以及所代理零售用户均不执行峰谷电价的售电公司，在双边协商交易中签订的各时段合同电价浮动比例不做限制。
广东电力交易中心发布《广东电力中长期市场实施细则（2026年版）》，原则上，接入同一220千伏上网节点、属于同一法人单位的独立储能作为一个交易单元参与中长期交易，且交易单元、调度单元、营销结算单元原则上须保持一致。对独立储能全部中长期交易应用分时净合约量约束，按照注册容量设置上下限：上限按额定放电功率×1小时×A3，下限按=-额定放电功率×1小时×A3。
北京电力交易中心有限公司发布《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2026年第一版）》，跨区跨省电力中长期交易在价格方面，省间多通道集中竞价设置购电方申报上限为1000元/兆瓦时，售电方申报区间为0至540元/兆瓦时（即各省燃煤发电基准价1.2倍上限），出清价格不超过540元/兆瓦时。在区内省间电力互济方面，开展抽水蓄能、新型储能、需求侧等调节性资源区内共享市场交易，组织短周期集中竞价和滚动撮合交易，新型储能购电时以平台聚合方式参与跨省交易。
浙江电力交易中心发布关于公开征求《浙江电力中长期交易实施细则(3.2版，征求意见稿)》等5份实施细则意见的通知，明确配建储能原则上与所属经营主体一体参与市场，中长期市场成交价格由经营主体自主形成，第三方不得干预；现货市场综合发电企业运营及用户承受能力设置电能量申报与出清价格上下限。独立储能电站可按日选择参与调频市场，依报价及性能指标排序竞争；电网侧储能以整站为单位申报出清，仅结算批发市场总电费，涵盖电能量、辅助服务、分摊返还及追退补费用。
国家能源局河南监管办公室、河南省发展和改革委员会联合发布《河南省电力中长期市场实施细则》，省内中长期交易实行带曲线签约、分时段结算，按24小时划分为24个时段形成合约分时曲线，并逐步与现货市场衔接。除政府定价电量外，成交价格由经营主体市场化形成，任何单位不得干预。独立储能发电、用电单元在同一交割周期同一时段不得同时买入或卖出电量。
国家能源局华中监管局发布《江西省电力市场规则（试行5.0版）（征求意见稿）》，明确中长期交易价格由市场形成，直接参与主体不再执行人为分时电价。现货市场方面，独立及配建储能现阶段以"报量不报价"方式参与现货，未来将推进"报量报价"，且独立储能可自主选择参与现货与调频辅助服务市场。日前市场采用发用两侧报量报价、集中竞价出清，新能源自愿参与，新能源场站最终出清结果包含风机/光伏逆变器与站内配建储能的联合值。
补贴类政策
四川省发展和改革委员会发布《四川省支持绿色低碳发展若干政策措施》，文件明确，实施新型储能和能源领域氢能项目激励。支持百兆瓦级钒液流、压缩空气储能，10兆瓦及以上容量固态电池等先进技术路线独立新型储能，省级预算内基本建设投资对符合条件的项目按照不超过单个项目总投资的15%给予补助，单个项目补助资金最高不超过2000万元。
管理规范类政策
山西省能源局发布《关于优化新型储能项目管理有关工作的通知（征求意见稿）》，新申报入库项目用地应选址在存量建设用地（土地租赁及涉及土地转让未取得不动产权证的除外）或取得用地预审和选址意见书。项目入库后应在6个月内实质性开工，12个月内建成并网。调整出库项目重新入库须取得不动产权证书并实质性开工，在6个月内建成并网。
示范项目类政策
内蒙古自治区能源局发布《关于再次组织申报2026年独立新型储能建设项目清单的通知》，原则上单个储能电站装机规模不低于20万千瓦/80万千瓦时，并网电压等级原则上不高于220千伏。独立新型储能电站采用构网型技术。鼓励盟市谋划长时储能电站（时长4～8小时）。纳入自治区独立新型储能建设清单的项目，应一次性建成。
陕西省发改委发布《第一批电网侧独立储能项目建设清单》，综合确定了15个项目，共202万千瓦/608万千瓦时（2.02GW/6.08GWh）纳入第一批电网侧独立储能建设清单。
辽宁盘锦大洼区人民政府发布《盘锦市大洼区20万千瓦新型储能项目竞争性配置公告》，本次竞配新型储能规模为20万千瓦，单个项目容量不低于20万千瓦。申报单位申报时须明确申报容量、新型储能技术路线及构网型/跟网型控制模式。项目申报时应倒排工期制定建设期内月度建设计划，保证在上报省发展改革委审核通过后2个月内实现开工并形成实物工作量，12个月内具备全容量并网条件，压缩空气技术路线储能项目建设周期最高可放宽至3年。
低碳发展类政策
浙江省发展和改革委、浙江省生态环境厅、浙江省能源局发布《浙江省低（零）碳园区建设实施方案》，目标到2030年，全省建成20个左右省级零碳园区。方案给出了零碳园区的主要指标目标，如绿色电力直接供应比例≥40%，清洁能源消费占比≥85%，可利用新建建筑屋顶光伏覆盖比例100%等。
山西省发展和改革委员会、山西省工业和信息化厅、山西省能源局发布《山西省省级零碳园区建设方案》，力争到2030年建设10个左右省级零碳园区。方案提出了10项重点任务，涵盖了用能结构、储能应用、节能降碳、低碳产业等多个方面。
内蒙古自治区发展和改革委员会、内蒙古自治区能源局发布《关于落实新能源就近消纳价格机制有关事项的通知》，蒙西、蒙东平均负荷率分别按蒙西电网、蒙东电网110（66）千伏及以上执行容量电价的工商业两部制用户近3年平均水平确定。
陕西省发展和改革委员会发布《关于进一步推动绿电直连项目开发建设的通知》，新增负荷可配套建设新能源项目、存量负荷中压减燃煤燃气自备电厂出力的项目、有降碳刚性需求的出口外向型企业及其上下游企业的存量负荷项目可开展绿电直连。
四川省发展和改革委员会、四川省能源局发布《关于明确四川省新能源就近消纳价格政策有关事项的通知》，2026年平均负荷率暂按2023-2025年四川省110千伏及以上工商业两部制用户平均负荷率45.93%执行。
辅助服务类政策
国家能源局西北监管局、陕西省发展和改革委员会发布《陕西电力调频辅助服务市场实施细则》，含储能企业、虚拟电厂在内的新型主体可参与调频辅助服务。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%。申报价格范围暂定为0-15元/兆瓦。
国家能源局山东监管办公室发布《山东省电力并网运行管理实施细则(征求意见稿)》《山东省电力辅助服务管理实施细则(征求意见稿)》，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，以及虚拟电厂分布式发电类、储能类聚合单元，均可提供辅助服务。储能转动惯量补偿，小扰动补偿72元/MW；大扰动补偿100元/MW。储能快速调压补偿，72元/MW。
国家能源局西北监管局发布《宁夏电力调频辅助服务市场实施细则（征求意见稿）》，确立“日前报价、日内按15分钟出清、实时调用”的交易模式。申报价格范围：5-15元/兆瓦。储能仅在充放电期间参与调频辅助服务交易。
需求响应类政策
甘肃省工信厅、甘肃省发展改革委、甘肃能源监管办发布《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》，参与主体申报应约信息包括“时段-电力-价格”，约定削峰响应申报价格区间为0-1000元/兆瓦时，应急削峰响应申报价格区间为0-1500元/兆瓦时。
