锋行链盟2025年3月中国储能产业政策及标准汇编

一、国家政策导向：安全监管与市场机制并重

电力建设安全监管强化

国家能源局开展2025年度电力建设施工安全和工程质量专项监管，重点部署新能源和新型并网主体涉网安全能力提升，要求2025年6月1日后投产项目必须符合涉网性能标准，否则禁止并网。

提出构建电化学储能电站安全监管框架，推进事故分析、安全评价试点及反事故措施研究，强化二次系统配置合规性检查。

储能参与电力市场规则细化

明确独立储能、虚拟电厂以“报量报价”或“自调度”模式参与现货市场，要求储能放电价格须高于充电价格，推动储能通过峰谷套利获取收益。

电网公平开放专项监管聚焦新能源配套送出工程投资建设、接网费用收取及回购进度，保障储能项目接入电网的公平性。

绿证核发规则明确

对含储能设施的可再生能源项目，储能放电电量不核发绿证，仅按上网电量扣减下网电量核发，可能影响储能项目投资收益预期。

二、地方政策布局：差异化发展与重点突破

重点区域政策特征

沿海经济发达地区（广东、浙江、江苏）：

推动“新能源+储能”规模化配置，如广东要求2025年后并网风光项目按10%-20%比例配储；浙江提出2025年新增储能140万千瓦目标。

发展新型储能技术，如浙江温州发布用户侧储能消防导则，广东珠海布局固态电池产业集群。

能源大省与风光基地（内蒙古、新疆、甘肃）：

强调抽水蓄能与新型储能协同，内蒙古对独立储能电站实行容量电价补偿（2025年0.35元/kWh）。

推动“源网荷储一体化”，新疆提出“光伏+储能+生态修复”多场景应用。

中部与西南地区（河南、四川、云南）：

布局抽水蓄能项目（河南平顶山鲁阳储气库、四川宜宾独立储能电站），并探索共享储能模式。

结合本地资源发展特色储能，如云南推动全钒液流储能电站建设。

政策创新与补贴激励

补贴政策：广东肇庆对2025年后并网风光项目按10%*2小时配储；浙江瓯海区对用户侧储能给予0.8元/kWh补贴（连补两年）。

市场机制：上海鼓励智算中心配置储能降低用电成本，成都天府新区对光伏+储能项目给予用能奖补。

技术标准：北京通州区支持氢能、储能未来产业创新项目，最高配套200万元资金。

三、技术标准与安全要求

国家标准缺失与地方实践填补空白

当前储能国家标准尚未出台，地方政策通过技术导则弥补空白，如浙江温州发布用户侧储能消防技术规范，明确500kW及以上储能电站安全标准。

安全监管贯穿全生命周期

多地政策强调储能电站涉网安全，要求配置监控系统并参与电网调度，如山西阳泉将大型储能电站纳入消防安全重点单位管理。

四、挑战与趋势展望

政策协调性待提升

地方配储比例、补偿标准差异较大（如广东10%-20% vs 内蒙古未明确），可能引发市场分割。需加强跨区域政策协同。

技术多元化与成本平衡

抽水蓄能仍是主流（如山东规划800万千瓦），但电化学储能（锂电、钠电）、压缩空气储能等新型技术加速试点，需解决成本与安全性矛盾。

市场机制逐步完善

绿证核发规则、电网公平开放等政策推动储能参与电力市场，未来需进一步理顺储能多重价值（调峰、调频、备用）的补偿机制。

五、结论

2025年3月储能政策呈现“顶层设计强化安全监管、地方实践推动规模化应用”的特点。国家层面聚焦安全与市场规则，地方政策则结合资源禀赋差异化布局，新型储能技术成为发展重点。未来需关注政策协同、成本疏导及技术标准化进程，以推动储能产业高质量发展。

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