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7月份共发布储能相关政策57项，其中国家层面发布8项，地方层面内蒙古、山东、山西、浙江、青海等个地区发布产业相关政策。从重要程度来看，非常重要类42项，占比74%。

42项非常重要类政策中，内蒙古、山西、山东发布重点政策较多，从政策类别看，主要为电力市场政策、示范项目、低碳发展和管理规范。全国发布政策类型看，以低碳发展、宏观政策、补贴政策等为主。

图1：7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】

国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布《可再生能源发展“十五五”规划》，《规划》提出2030年可再生能源消费总量达到18亿吨标准煤左右，全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力达到 8%（风电 11%左右，光伏 6%左右），迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏（含源侧配建储能）电量占比达到 20%以上，并在扩大可再生能源电力供给，提高替代能力和非电利用，增强消费、技术、产业，完善机制和深化国际交流方面提出指导意见。

工业和信息化部发布《关于组织开展国家级零碳工厂建设工作的通知》，将申报对象分为制造型企业和算力设施，并给出单位能耗碳排放（基本要求为不高于1.8吨二氧化碳/吨标准煤，目标要求为不高于0.2吨二氧化碳/吨标准煤）、非化石能源消费占比（基本要求为不低于30%，目标要求为不低于95%）、非化石能源电力消费物理认定量占比（基本要求为不低于10%，其中算力设施不设定基本要求，目标要求为不低于35%）三个核心指标，定期组织开展验收。

国家能源局综合司发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》，到2028年底，在全国范围内建成一批村镇微能网试点项目；到2030年底，试点成功经验、成熟模式在农村地区有效实践。在建设以满足农村生产生活用能需求为主的村镇微能网（群），以满足村镇工商业用能需求为主的综合微能网，边远地区可再生能源独立电力系统（智能微电网）和自然灾害频发地区的应急型微电网提出相应标准。

国家财政部、海关总署、税务总局联合发布《关于调整部分电池消费税政策的公告》，将分步调高无汞原电池、金属氢化物镍蓄电池（又称“氢镍蓄电池”或“镍氢蓄电池”）、锂原电池、锂离子蓄电池、全钒液流电池以及光伏电池的消费税，并继续阶段性免征钠离子电池、固态电池、燃料电池及光伏电池中的钙钛矿电池、叠层电池、砷化镓电池的消费税。

国务院发布《“十五五”碳达峰行动方案》，计划到2030年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%，非化石能源消费占比达到25%，抽水蓄能装机容量达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机容量力争达到3亿千瓦。《方案》针对能源结构、各产业、重点领域绿色低碳化，以及支撑保障、各方合力、组织实施做出指导。

国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》，文件提出深入推进电力系统节能降碳，大力发展新型储能，探索长时储能应用。计划到2028年非化石能源消费比重年均提升约1个百分点，现行能效标杆水平的煤电产能比例力争提高15个百分点，建成一批零碳低碳煤炭矿区、油区，支持建成一批零碳园区。针对电力系统、煤炭、油气行业节能减碳，消费侧化石能源替代，节能减碳政策、技术提出规划。

工业和信息化部发布《工业绿色低碳发展“十五五”规划》，提出7个预期性指标，包括到2030年建成500个零碳工厂；并给出7个重点任务，其中包括鼓励企业和园区采用绿电直连、新能源就近接入增量配电网、源网荷储一体化等模式，建设零碳工厂、零碳算力设施，提升储能、绿电、绿氢使用比例，加快新型储能等重点行业技术迭代、场景拓展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑等领域应用，以及到2030年，新能源汽车废动力电池年综合利用量达百万吨以上。

储能发展规划

海南省发展和改革委员会、海南电网有限责任公司发布《海南省2026年电网侧独立新型储能可开放容量表》，明确“十五五”期间总计可接入容量为650.75万千瓦，已投产储能、在建配储容量有159.75万千瓦，已批复未投产独立储能容量有276万千瓦，剩余可开放容量215万千瓦；并规定了优先以110千伏电压等级接入系统，划分了三个站点接入预警等级以及三个原则要求。

青岛市工业和信息化局、青岛市发展和改革委员会、青岛市科学技术局、青岛市生态环境局、青岛市市场监督管理局联合发布《青岛市动力储能电池产业创新发展行动计划（2026-2028年）》，计划到2028年，全市动力及储能电池产业链规模以上企业将突破50家，产值规模突破180亿元。在关键材料领域，负极材料的全国市场占有率将保持30%以上。在产能方面，电池PACK产能将由目前的24.4GWh提升至80GWh。BMS（电池管理系统）、PCS（储能变流器）、热管理等关键部件的配套能力也将同步提升。

电力市场

天津市工业和信息化局发布《天津市落实全国统一电力市场体系实施方案》，规划到2030年，天津市要全面融入全国统一电力市场体系，有序推动各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场。落实跨省跨区和省内交易衔接融合，电力现货市场平稳运行，实现电力资源在更大范围内的优化配置和高效利用。《方案》针对电力资源、电力市场、各类经营主体、电力市场信用评价提出实施意见，包括力争2026年底前进入现货市场模拟试运行阶段、规范虚拟电厂等新型经营主体灵活参与电力市场机制、积极探索虚拟电厂、新型储能等新兴经营主体纳入评价的可行路径等。

浙江电力交易中心发布《关于公开征求〈关于2026年浙江电力现货市场运行方案的补充通知〉〈浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则（3.1版）〉的通知》，提出调频市场容量需求中的储能调频容量上限为200MW，储能电站申报的调频容量不得低于自身装机容量的80%，申报、出清与结算均采用基于调频里程的单一制价格，市场价格上限为10元/兆瓦，最小单位为1元/兆瓦。调频与电能量市场不可同时参与。调频辅助服务费用原则上由省内工商业用户用电量和省内未参与电能量市场交易的上网电量（含政府授权合约电量）共同分担。

青海省能源局发布《青海电力中长期市场日融合交易工作方案》，《方案》自2026年7月1日起执行，日融合交易进入季度结算试运行，结算试运行结束后，若无重大问题，直接转正式运行。独立储能电站，充电时作为电力用户参与交易，放电时作为发电企业参与交易，按照发电企业进行结算。交易平台按照“价格优先、时间优先”的原则滚动撮合成交。

国家能源局华北监管局发布《京津唐电网电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》，明确独立储能充电时视同电力用户，放电时视同发电企业。同一独立储能电站不能以电力用户和发电企业两种身份在同一交易时段参与交易。交易优先级由高到低分别为：数年的非首年 > 数年的首年 = 年度 > 月度（含多月）> 月内。直接参与交易的用户侧用电价格：由电能量价格、输配电价（含交叉补贴）、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等组成。

陕西省发展和改革委员会发布《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》，文件明确陕西容量电价标准为165元/kW·年，折算时长为6小时，自2026年8月1日起实施，执行期限暂定3年，电网侧独立新型储能电站运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大放电功率或连续放电时长的，月内发生两次扣减当月容量电费50%，发生三次扣减100%。

国家能源局湖南监管办公室发布《湖南省电力市场系列规则（V2.0）》，相较于2025年10月的试行版，修改了市场衔接、调度补偿、费用分摊。其中包括：独立储能按日参与现货市场或调频辅助服务市场，若同时申报则默认参与调频辅助服务；电力调度机构按需调整独立新型储能充放电计划不再进行补偿，电站可视次日充放电计划对SOC的要求，向值班调度员申请修改当日剩余时段充放电计划曲线；独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂依旧无需分摊调频市场服务费；独立新型储能参与华中省间互济市场购售电时，其省间中标量叠加其省内现货市场申报的充放电曲线以报量不报价方式参与省内现货市场出清。

海南电力交易中心发布《海南电力中长期市场实施细则（2026年V1.0版）》，海南电力中长期市场纳入新型经营主体作为交易主体；交易品种划分为数年、年、月、月内等交易品种。数年、年度、月度交易定期开市，探索连续开市；月内交易原则上按日连续开市；交易方式包括双边协商交易和集中交易，交易申报最小电量单位为0.001兆瓦时，最小价格单位为0.001元/兆瓦时，储能放电上限为额定放电功率、充电上限为额定充电功率，下限均为0。

浙江电力交易中心发布《浙江电力中长期市场实施细则（3.2版）》、《浙江电力市场管理实施细则（3.2版）》、《浙江电力市场结算实施细则（3.2版）》、《浙江电力现货电能量市场交易实施细则（3.2版）》，其中中长期交易方式包括双边协商交易和集中交易，其中集中交易包括集中竞价、挂牌和滚动撮合三种形式。电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。日前电能量市场交易采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式组织，采用节点边际电价定价方式，节点边际电价由电能边际价格分量、网络阻塞边际价格分量两部分组成。储能调度单元常设申报，参与现货电能量市场交易的储能调度单元应在现货首次申报2个工作日前完成常设申报。若储能单元未按时在现货电能量市场中进行申报，则采用常设申报作为申报信息。若储能单元未设置常设申报则默认常设申报为0。

补贴政策

河北省发展和改革委员会发布《河北省政府投资基金重点投资领域清单（试行）》（征求意见稿），明确采用政府投资基金支持传统优势产业、新兴产业、未来产业和海洋产业、生产性服务业四大方向，其中包括新型储能（C26化学原料和化学制品制造业、C38电气机械和器材制造业），高效光伏（C38电气机械和器材制造业），高端风电（C34通用设备制造业、C38电气机械和器材制造业、C39计算机、通信和其他电子设备制造业），绿色氢能（C34通用设备制造业、C38电气机械和器材制造业）和算力基础设施建设（E49建筑安装业、I65软件和信息技术服务业等）。

管理规范

合肥市市场监管局发布《合肥市新型储能产业商业秘密保护指引》，《指引》聚焦“原材料-电芯-储能系统-回收利用”全链条，明确关键技术信息的保护边界；在企业产品出海方面，设置了“涉外保护”专章；在涉外维权方面，则提供了包括国际商事仲裁、跨境民事诉讼及行政管控在内的多元救济路径。

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》，明确项目入库后6个月内须实质性开工、12个月内建成并网；重新入库须取得不动产权证书并实质性开工、6个月内并网。库内项目可同步调整储能单元类型及容量（时长），不得变更总功率，确需变更技术路线的原则上在动态调整期申请。无法按期并网的，入统固定资产投资完成不低于30%可于期满前2个月申请延期一次（电化学不超6个月，压缩空气、液流电池等不超12个月）。6个月未开工或12个月未并网且未延期的调整出库，项目库每年调整不少于两次。

国家能源局甘肃监管办公室发布《西北区域电力并网运行管理实施细则》修订条款，提出了以下修改：风光及新型储能场站AVC测试时间从投产后30日延长至6个月；规范纳入并网运行管理实施细则管理的水电机组装机容量要求的相关数字从50MW修改为40MW。

山西省能源局发布《关于做好新型储能项目库调整工作的通知》，《通知》指出政策衔接过渡期内，入统投资完成≥30%的库内项目，可向市能源局申请延期，经市级初审后报省能源局复核；要求已调整出库的项目申请重新入库的，须取得不动产权证书、已实现实质性开工，并承诺入库后6个月内建成并网。

宁夏回族自治区发展和改革委员会发布《关于加快推动新型储能项目并网的通知》，同时公布了2026年7—12月新型储能项目并网计划，共包含33个项目，规模共计10.04GW/29.03GWh。《通知》要求各地市动态清单清退补入，县区倒排工期协同争超额，电网优流程压时限，建立三级包抓限期报送，完成情况挂钩核准、评审、纳规及效能考核。

电价政策

青海省发展和改革委员会发布《青海省发电侧容量补偿机制项目清单的通知》，《通知》明确新增项目纳入管理、退役项目退出管理、保障容量变更管理，可靠容量核定方式。清单共计14个项目，容量补偿机制应保障可靠容量总计315.51万千瓦，包括4个燃煤项目、1个燃气项目、8个光热项目和1个电网侧独立储能项目。其中电网侧独立储能项目为格尔木宏储源100MW/200MWh储能项目（海思储能电站），可靠容量22.4MW。

绿电直连类政策

福建省发展和改革委员会发布《关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知》，文件提出根据电力用户数量，分为单一用户绿电直连和多用户绿电直连；根据负荷是否接入公共电网，分为并网型绿电直连和离网型绿电直连。重点支持未接入公共电网的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，开展并网型绿电直连。此外，绿电直连项目年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占所有用户总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%；并网型项目的年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。

浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局联合发布《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年起新增项目不低于35%。一般项目上网电量占总可用发电量的比例不超过20%；具备灵活调节能力的算电协同项目允许上网电量占总可用发电量的比例不超过30%。项目主责单位应与其内部电源和负荷签订长期购电协议，允许签订10年以上的长期购电协议，明确代理交易模式和价格机制，并考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素建立动态调整机制。

示范项目政策

内蒙古自治区锡林郭勒盟能源局发布《锡林郭勒盟2026—2027年自治区独立新型储能电站项目实施企业（第五批）的公示》，《公示》公布了2个项目共600MW/2400MWh确认了实施业主。截至目前，锡林郭勒盟已公示5批次独立新型储能项目实施清单，总规模2.9GW/11.6GWh。

内蒙古自治区通辽市科尔沁区发展和改革委员会发布《通辽市科尔沁区立竣220KV变电站储能调频项目开发主体优选公告》，优选通辽市科尔沁区立竣220KV变电站储能调频项目开发主体，建设地点位于科尔沁区220KV立竣变电站周边，项目接入科尔沁区220KV立竣变电站，规模不小于100MW/100MWh。优先选择在项目当地成立项目公司且对当地具有贡献的企业。

阿拉善左旗工业商务和信息化局发布《阿拉善左旗2026年电网侧独立新型储能电站示范项目优选工作的公告》，建设阿光2（恩格）500千伏变电站，规模为200MW/800MWh。

锡林浩特市发展和改革委员会发布《锡林浩特市2027年独立新型储能电站项目实施主体优选结果公示》，分别建设3个200MW/800MWh的储能电站。

阿拉善高新技术产业开发区（乌斯太镇）经济发展局发布《阿拉善高新技术产业开发区2026年独立新型储能电站项目优选结果的公示》，建设阿日善500千伏变电站，规模为200MW/800MWh。

额济纳旗发展和改革委员会发布《额济纳旗2026年电网侧独立新型储能项目优选结果公示》，建设阿风（珠斯楞）500kV变电站，规模为300MW/1200MWh。

内蒙古自治区苏尼特右旗发展和改革委员会发布《关于开展苏尼特右旗2027年独立新型储能电站项目实施主体优选公告》，项目接入涌泉500kV变电站，建设总规模40万千瓦/160万千瓦时，单个储能电站规模20万千瓦/80万千瓦时，共分为两个独立新型储能电站项目，要求独立新型储能电站采用构网型技术，优先支持压缩空气、全钒液流、钠离子等技术路线。

新疆维吾尔自治区独山子区发展和改革委员会发布《关于克拉玛依市独山子区2026年度独立新型储能优选项目投资人结果的公示》，《公示》确定项目业主为洛阳储变电系统有限公司，规定建设时限为2026年7月到2027年7月，规模为540MW/3240MWh。

内蒙古自治区乌兰察布市发展和改革委员会发布《乌兰察布市2026年独立新型储能电站项目实施主体优选公告》，项目接入察右后旗独立新型储能电站项目计划接入苏墩500kV变电站；四子王旗独立新型储能电站项目计划接入红梁500kV变电站或者瑞升500kV变电站，由申报企业进一步落实接入条件，要求独立新型储能电站采用构网型技术，优先支持压缩空气、全钒液流、钠离子等技术路线，申报的单个项目规模为200MW/800MWh或300MW/1200MWh，并明确接入变电站。

内蒙古自治区鄂尔多斯市能源局发布《鄂尔多斯市2026年独立新型储能电站项目投资主体优选公告》，建设总规模为50万千瓦，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，接入锡尼500千伏变电站。要求储能电站采用构网型技术，鼓励建设长时储能电站（时长4-8小时），优先支持压缩空气、全钒液流、钠离子等技术路线。

低碳发展类政策

新疆电力交易中心发布《新疆电力市场零碳园区内经营主体参与交易服务指南》，明确零碳园区内的经营主体包含电力用户、独立储能、源网荷储一体化项目等，它们任选自行参与交易或聚合参与交易方式参与电力市场交易，可以参与中长期交易，也可参与现货和辅助服务市场。

北京市发展和改革委员会发布《北京市加快建设零碳园区实施方案（征求意见稿）》，《方案》明确推动园区因地制宜发展智能微电网、先进储能等供应模式，推动既有建筑节能改造，应用光储直柔等技术。《方案》又明确对符合条件的项目给予30%-50%资金支持；负碳示范、能碳管理平台及采用推荐目录技术的项目支持比例提至40%、最高5000万元首台（套）装备及零碳工厂按规定支持，不重复享受市级财政资金；支持企业发债纳入绿色金融债券范围，提供融资顾问、投行、支付结算等综合服务。

辅助服务政策

国家能源局山西监管办公室发布《山西电力辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则（2025年修订版）补充修订内容》，该文件收紧并细化了考核标准。储能电站三个月过渡期被取消，自并网运行之日起，参与细则管理；储能电站严重不执行调度指令（六个事项）、不执行调度指令（四个事项）、免于考核（四项增至五项）均有细化与修改；新增一条有关检修工作票的考核条款。

国家能源局华中监管局发布《湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）（征求意见稿）》，明确备用资源须15分钟内调用且持续≥2小时。新型储能、虚拟电厂等合计中标备用容量不超总需求的β（暂定5%），违约金优先用于备用服务补偿；备用服务报价最小单位为0.1元/兆瓦时，下限暂定为0元/兆瓦时，上限不超过当地现货电能量市场限价（初期根据供需比的不同，上限的范围为5-120元/MWh）；新型储能调节容量≥5MW/10MWh，电化学储能与虚拟电厂备用容量申报上限为最大实际可用容量、下限5兆瓦。爬坡辅助服务市场出清价格下限为0，上限暂定为各省/市内现货电能量市场出清价格上限。备用及爬坡辅助服务市场分摊费用的分摊主体包括发电侧经营主体、新型经营主体和全体工商业用户。

虚拟电厂类政策

山东省能源局发布《山东省虚拟电厂建设运行管理办法》，明确调节量负荷类聚合单元可选择以削峰或填谷方式参与市场出清；虚拟电厂可自愿参与辅助服务市场；虚拟电厂按照山东省电力负荷管理方案相关要求参与需求响应。聚合单元及用户不得以同一调节行为重复获取电能量、辅助服务、需求响应等收益。

重庆市经济和信息化委员会发布《重庆市虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》，明确虚拟电厂分发电类、负荷类聚合单元参与电能量（现货）、调节量及辅助服务（现阶段调频）市场。现货市场发电类“报量报价”、负荷类“报量不报价”；调节量市场负荷类“报量报价”，须满足负荷下调、响应率超80%等条件，限价上限为D-2日调节时段实时现货最高出清价、下限0元/千瓦时。聚合资源同一运行日仅可参与现货或调频之一。负荷单元实际调节量不足中标50%记未达标，单月超3次停牌1个月，年度停牌3次永久取消资格。

昆明电力交易中心发布《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则（征求意见稿）》，明确虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂，作为独立经营主体参与市场交易，按南方区域现货规则、辅助服务按南方区域及云南省规则执行；通过标准或定制套餐约定分布式电源电能量费用，价格分固定与联动，电能价格按非机制与机制电量拆分，最小单位0.000001元/千瓦时，采用逐日盯市防控风险；虚拟电厂须公平承担市场运营费用及不平衡资金。

辽宁省发展和改革委员会发布《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》，《办法》自2026年10月1日起施行，有效期3年。虚拟电厂根据聚合资源类型及所在节点信息组建聚合单元，分为分布式发电类聚合单元、储能类聚合单元和负荷类聚合单元，其中负荷类聚合单元分为全电量负荷类聚合单元和调节量负荷类聚合单元。《办法》要求虚拟电厂总聚合容量不低于10MW、总调节容量不低于5MW，单个聚合单元可调容量不低于1MW，持续调节及按额定功率响应时间均不小于1小时；调节速率不低于额定功率的3%/分钟，每15分钟偏差率不超过±10%，出力响应时间不超过120秒且方向与指令一致，后期视发展情况滚动修正。