7月份-新型储能各层级政策出台汇总

2025年7月，储能产业政策端持续发力。据CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计，7月全国共发布储能相关政策84项，其中国家层面9项，地方层面覆盖四川、山西、上海等32个地区。从政策重要性来看，非常重要类政策达58项，占比69%，主要集中在电价政策、电力市场建设、示范项目推进、管理规范四大方向。

在58项非常重要类政策中，四川、山东等地发布的重点政策数量居前，显示出这些地区在储能产业发展上的积极布局态势。以下从国家与地方两个维度，梳理7月核心储能政策要点。

一、国家层面：零碳园区与可再生能源消纳定调

零碳园区建设正式启动

国家发改委等三部门联合发布 《关于开展零碳园区建设的通知》 ，明确支持有条件地区率先建成一批零碳园区。国家发改委将在试点探索、项目建设、资金安排等方面给予积极支持。各地区的推荐园区数量不超过2个，需于8月22日前将推荐名单及建设方案报送国家发展改革委。

可再生能源消纳责任权重明确

国家发改委发布 《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》 ，重点提出2025年对电解铝行业绿色电力消费比例完成情况进行考核，钢铁、水泥、多晶硅和国家枢纽节点新建数据中心则只监测不考核。在非水电消纳责任权重方面，内蒙古、吉林、黑龙江、河南、甘肃、青海、宁夏位列最高，权重达30%。

二、地方层面：六大热点方向全面解析

（一）新能源配储要求持续加码

河北省发布《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》，明确提出暂无可开放容量地区，若用户侧加装储能设施，通过光储协同满足不返送、不重过载等条件后，可按照全部自发自用模式接入分布式光伏项目，为光储融合提供了明确路径。

山东省发布《山东省零碳园区建设方案》，要求以就地就近消纳为原则，大力发展源网荷储一体化项目，并明确规定园区内储能容量≥日均用电量的8%，将储能配置纳入园区建设硬性指标。

河南省发布第十一批源网荷储一体化项目清单，共44个项目入围，总规模451.43MW，其中风电301.15MW、光伏150.28MW，合计配置储能53.08MW/106.16MWh。

山西省长治市发布《智慧能碳源网荷储一体化实施方案》，提出通过源网荷储一体化与绿电直供创新方案，促进新能源本地消纳。

四川省甘孜州发布5个光伏项目法人优选公告，总装机2.8GW，其中石渠县10万千瓦供电保供光伏项目储能配比不低于45%/2小时，其余项目不低于10%/2小时，合计配储需求达315MW/630MWh。

上海市发布2025年度"风光同场"海上光伏竞争配置方案，要求企业为上海电网提供常态化调峰能力，调峰能力≥400万千瓦可得4分，低于此标准按比例得分。

（二）电力现货市场规则密集出台，储能参与路径渐明

7月，东北、甘肃、江苏、四川、江西、黑龙江、山东等地集中发布电力市场相关规则，储能参与市场的路径和方式进一步清晰：

东北地区：《东北电力互济交易实施办法（征求意见稿）》明确，买方报价上限1700元/兆瓦时，卖方报价上限1500元/兆瓦时。

甘肃省发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，明确煤电机组及电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。实施容量电价后，现货市场申报价格限价为0.04~0.5元/千瓦时，出清价格限价为0.04~1元/千瓦时。

江苏省发布《江苏电力现货市场运营规则V2.0》，明确电网侧储能自愿参与现货市场，参与期间不再按充放电价格结算，电能量申报价格上限1500元/兆瓦时。电网侧储能以场站为单位报量报价参与现货市场。

四川省发布《四川电力现货规则体系V1.0》（征求意见稿），初期独立储能、虚拟电厂仅参与现货市场、调频和备用辅助服务市场之一。独立储能以"报量报价"方式参与现货市场，充放电工况最多申报5段。

江西省发布《江西省电力市场规则（试行4.0版）》（征求意见稿），新型储能以"报量不报价"方式参与现货交易。

黑龙江省发布《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以"报量报价"全电量参与日前现货市场竞价，或以"报量不报价"方式优先出清。调频里程出清价格上限不超过0.015元/kW。

山东省发布《山东电力市场规则（试行）》（征求意见稿），明确独立储能入市条件为充放电功率不低于5兆瓦，持续充放电时间不低于2小时，并详细规定了日市场化可用容量的计算方法。

（三）独立储能与电网侧储能项目大规模推进

四川省发布《四川省电网侧新型储能项目清单（2025年度）》，共27个项目，总规模3022.5MW/8240MWh，涵盖压缩空气、固态电池、超级电容、钠离子电池、全钒液流电池、锂离子电池等多种技术路线。

浙江省开展2025年度新型储能项目建设计划动态调整，电网侧储能项目规模原则上不小于5万千瓦/10万千瓦时。

山东省公示2025年度新型储能入库项目，共96个项目，总规模18.6292GW，包含锂电池储能调峰、压缩空气储能调峰、液流电池储能调峰、调频储能及其他新型储能五大类别。

广东省发布2025年度第二批新型储能电站建设计划，共117个项目，总规模17.3GW/34.8GWh，其中电网侧储能107个项目，电源侧储能10个项目。

内蒙古发布第三批独立新型储能建设项目清单，共2个项目，总装机80万千瓦/320万千瓦时，全部采用电化学储能技术，总投资26.7亿元。

（四）分时电价与新能源上网电价改革深化

7月，多地密集调整分时电价和新能源上网电价政策，直接提升储能套利空间：

湖南省发布优化分时电价通知，每年1月、7月、8月、12月实施季节性尖峰电价。高峰、平段、低谷浮动电价比为1.6:1:0.4，尖峰电价在高峰基础上再上浮20%。

陕西省调整分时电价政策，高峰时段为16:00-23:00，低谷时段为0:00-6:00、11:00-14:00，夏季7、8月尖峰时段为19:00-21:00，冬季1、12月尖峰时段为18:00-20:00。

海南省发布新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿），存量项目机制电价按煤电基准价0.4298元/kWh执行，增量项目通过年度竞价确定。

山西省、甘肃省、宁夏等地同步发布新能源上网电价市场化改革方案，明确存量与增量项目的机制电价、电量规模及执行期限，为储能项目的收益测算提供了更清晰的价格锚点。

（五）补贴与资金支持继续加力

贵州省发布2026年度科技成果转化计划，明确新型储能方向重大项目支持经费不超过1000万元，一般项目不超过100万元。

广州市开展2026年省级制造业当家专项资金入库，支持新型储能领域具备竞争优势的储能电池及相关材料、设备、系统。

天津市修订制造业高质量发展政策措施，对新能源系统解决方案及产品综合评分80分以上企业给予400万元一次性奖励，60-80分给予200万元奖励。

深圳市坪山区明确对钠离子电池、液流电池、飞轮储能等下一代新型储能示范项目，按装机规模给予200元/kWh支持，单个项目最高100万元。

（六）虚拟电厂、辅助服务与安全管理同步完善

上海临港发布虚拟电厂精准响应管理办法，到2027年初步形成需求侧机动调峰能力60MW，给予削峰、填谷补偿，具备30分钟内响应能力的备用资源给予年度或月度补贴。

青海省发布虚拟电厂建设与运行管理方案（征求意见稿），初期调节能力不低于5000千瓦，响应时间不超过15分钟。

广东发布虚拟电厂并网调度服务指南，单个交易单元调节能力不小于1兆瓦、连续响应时间不低于1小时。

辅助服务方面，新疆明确实时调峰交易报价上限0.262元/千瓦时，调频申报价格上限0.015元/千瓦。西北能监局明确宁夏虚拟电厂调峰申报价上限0.19元/千瓦时，青海储能调峰价格暂定0.3247元/千瓦时。

安全管理方面，江苏连云港发布《散杂货船舶载运锂电池储能系统操作指南》，新疆发布锂电池安全技术规范等12项储能相关地方标准。

三、总结

2025年7月的储能政策呈现三大特征：

第一，电力市场改革提速。多地现货市场规则集中落地，储能作为独立市场主体参与交易的路径日渐清晰，报量报价、报量不报价等多种模式并存，为储能收益多元化奠定了基础。

第二，配储要求刚性化。从零碳园区8%配储硬指标，到分布式光伏光储协同接入，再到源网荷储一体化项目的储能标配，储能正从"可选"变为"必选"。

第三，补贴与市场化并行。一方面多地继续提供真金白银的补贴支持，另一方面通过容量电价、现货市场、辅助服务等机制逐步构建储能的长效收益模式。

对于储能产业链上的从业者而言，紧跟政策节奏、把握各省差异化要求，是项目成功落地和持续盈利的关键。

数据来源：CNESA DataLink全球储能数据库整理：中关村储能产业技术联盟