根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年6月储能政策从国家到地方共有45项发布或征求意见，涉及储能发展规划、补贴政策、电力市场、管理规范等方面。

一、政策数据概览

根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年6月份共发布储能相关政策45项，其中国家层面发布5项。从重要程度来看，非常重要类38项，其中，广东、内蒙古发布数量居多，从政策类别来看，电力市场、电价政策、需求响应、发展规划类居多。

二、重要政策概览

【国家层面】

国家能源局发布《关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知 》，围绕构网型技术、系统友好型新能源电站、智能微电网、算力与电力协同、虚拟电厂、大规模高比例新能源外送、新一代煤电等七个方向开展试点工作。

国家发改委发布《跨省跨区电力应急调度管理办法（征求意见稿）》，当市场化手段不能解决电力安全风险等问题时，可实施应急调度，明确应急调度的上网电价、落地侧电价及费用分摊方式。应急调度在送出省的上网电价，按送出省省内同时段市场交易价格加上对应电量的上月系统运行费确定。应急调度在受入省的落地侧电价，按省间现货市场结算价格上限或南方区域现货市场出清价格上限的最高值确定。

【地方层面】

储能发展规划

新疆发改委发布《关于提高新能源发展韧性加快构建新型电力系统的通知》，从“源”“网”“荷”“储”多角度出发，提出了二十一项具体条款。其中，调峰补偿上限从0.7元/kWh下调至0.262元/kWh，且现货结算试运行期间，调峰市场暂不运行。

山西阳泉发改委发布《阳泉市能源领域碳达峰实施方案》，目标到2025年，规划新型储能规模不低于100万千瓦，重点推进弘盛通500MW/1000MWh独立储能、平定迈联元储400MW/800MWh独立储能、奇峰储能200MW/208.4MWh调频储能、城区独立储能等项目建设。

广东电网公司发布《关于做好我省2025年度新型储能电站项目建设论证及并网接入有关工作的复函》，2025年共有209个项目申请纳入年度建设计划，总规模41.81GW/84.59GWh，广东新型储能主要为调峰需求，独立储能电站近期总需求规模约为500万千瓦，远期至2030年总需求规模约为800-1000万千瓦。

新能源配储方面

河南省发改委发布《关于实施第十批源网荷储一体化项目的通知》，共63个项目纳入实施范围，其中，工业企业类35个、增量配电网类1个、农村地区类8个、其他类19个，总规模360.65MW。

内蒙古能源局发布《关于进一步优化源网荷储一体化项目申报要求的通知》，取消同一法人限制，调整为项目配套电源、内部直连线路、负荷、储能可以是同一投资主体，也可以是不同投资主体；取消新增负荷用电量限制，调整为建设集中式新能源（总规模5万千瓦以上）；取消储能配置规模要求，调整为按需配置储能规模，要求项目配套新能源利用率不低于90%，新能源所发电量占总用电量的比例不低于35%。

电力市场方面

湖北省发改委发布《关于湖北电力现货市场转正式运行的通知》，截至2025年6月，湖北现货市场已连续运行一年以上，经同意，湖北电力现货市场转入正式运行。

广州电力交易中心发布《关于开展南方区域电力现货市场连续结算试运行的通知》，自运行日2025年6月29日起，南方区域电力现货市场转入连续结算试运行。

江苏电力交易中心发布《关于进一步推动我省电力现货市场试运行工作的函》，电网侧储能自愿参与现货市场，参与现货市场期间，不再按照《省发展改革委关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的通知》（苏发改能源发〔2024〕775号）规定的充放电价格进行结算。报价范围为0-1500元/MWh，电网侧储能以场站为单位报量报价参与现货市场。储能电站可不参与实时现货出清，根据日前充放电计划精调度校核后安排。

河南发改委发布《河南电力现货市场2025年第一次结算试运行工作方案》，试运行时间为：6月19日～27日，统调独立储能“报量不报价”参与现货市场，限价范围为50-1200元/MWh。补偿方面，若因电网原因造成运行曲线不一致，偏差盈利自留，损失按日前应得收益补偿。独立储能因现货价差偏小导致每万千瓦容量日均电能量收益不足0.765万元的予以补偿（即0.765元/kW）。

东北能监局发布《（黑龙江省电力中长期交易规则）补充规定》，新增新型经营主体，独立储能按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算；获得公平的输电服务和电网接入服务；服从电力调度机构的统一调度；按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;法律法规规定的其他权利和义务。

广州电力交易中心发布5份南方区域电力市场配套实施细则，包括电力市场中长期电能量交易、现货电能量交易、现货结算、信息披露、市场注册。中长期方面，独立储能等新型主体根据实际充放电需求进行交易申报；现货方面，允许符合条件的独立储能、新能源配建独立储能电站、虚拟电厂等新型经营主体，根据各省（区）相关规则采用报量报价或报量不报价方式参与现货优化。现阶段暂不计算独立储能、核电机组、新能源机组、抽水蓄能机组的运行补偿费用。

海南电力交易中心发布5份海南电力市场配套实施细则，包括电力市场中长期电能量交易、现货电能量交易、现货结算、信息披露、市场注册。中长期方面，独立储能以充电和放电两个独立交易单元参与电力市场。现货方面，独立储能等新型市场主体具体参与现货优化的方式根据现货试运行方案明确。

贵州电力交易中心发布5份贵州电力市场配套实施细则，包括电力市场中长期电能量交易、现货电能量交易、现货结算、信息披露、市场注册。中长期方面，接入同一220kV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电力市场。现货方面，独立储能现阶段采取“报量不报价”方式参与现货市场，待具备条件后可采取“报量报价”方式参与电力现货市场。

湖南省能监办发布《关于公开征求湖南电力市场系列规则意见的通知》，各类市场均对新型主体开放，中长期市场中，独立储能可开展储能容量交易。电力现货市场中，独立储能报量不报价参与，门槛要求是并网容量不小于5MW/10MWh，优先出清。电力调频辅助服务中，独立储能竞价参与，根据调频里程、调频性能、市场出清价格、以及服务费调节系数的乘积获得补偿。里程申报价格3-15元/MW。现货和调频二选一参加。

甘肃省电力交易中心发布《甘肃电力市场新型电力市场结算与价格传导体系建设》，储能按需调用补偿费按照“先充后放”的原则，调度机构记录按需调用期间分时充放电量（暂定充放电损耗为13%）和价格，若其现货市场电能量收益为负，则给予相应补偿至现货电能量收益为0。在调峰容量辅助服务补偿方面，针对火电机组灵活性改造成本和独立储能设施的投资建设成本，按调节容量（能力）进行竟价获取补偿的交易。

新疆发改委发布《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》，对存量项目（6.1前），补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%；平价项目机制电价0.262元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的50%。对增量项目，机制电量比例暂为其上网电量的50%。增量项目采用边际出清方式、分类型（风电、太阳能）竞价形成机制电价，竞价区间暂定0.15~0.262元/千瓦时。

内蒙古发改委、能源局发布《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，对存量项目，带补贴集中式风电、集中式光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目分别按照215小时、250小时、1220小时、1210小时对应的电量安排机制电量；机制电价为蒙西煤电基准价（0.2829元/千瓦时）；执行期限为达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后。增量项目不安排机制电量。

湖南发改委发布《湖南省深化新能源上网电价市场化改革实施细则（暂行）》，对存量项目，光伏扶贫项目对应的全部纳入机制电量，扶贫以外的按80%确定；机制电价为0.45元/千瓦时；期限为按2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定。增量项目，2025年新增的按参与竞价的项目年上网电量的20%确定，单个项目纳入比例不高于80%。竞价范围为0.26~0.38元/千瓦时。

辅助服务方面

青海电力市场管理委员会发布《关于投票表决电力辅助服务市场价格机制等相关事项的通知》，宁夏虚拟电厂调峰交易上限暂保持0.19元/kWh，其他类型的调峰交易申报价格上限参照火电深度调峰交易执行（陕西0.3545、宁夏0.2595、青海0.3247），青海储能调峰交易中电网调用储能的调峰价格暂定0.3247元/kWh。

电价政策方面

江西省发布《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》，浮动比例：在平段基础上、尖峰上浮80%、高峰上浮60%、低谷下浮60%、深谷下浮70%；浮动范围：仅交易电价浮动，上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加不参与浮动；时段划分：1、12月：高峰9:00-12:00、18:00-21:00，尖峰18:00－20:00；低谷0:00－6:00；其余为平段。2月：高峰16:00－22:00；低谷0:00－6:00；其余为平段。7－9月：高峰17:00－23:00，其中尖峰7月、8月的20:30－22:30，取消9月尖峰电价；低谷1:00－5:00、11:30－14:30，其中深谷12:00－14:00；其余时段为平段。3－6月和10－11月：高峰16:00－22:00；低谷1:00－5:00、11:30－14:30，其中深谷12:00－14:00；其余为平段。在3－11月午间深谷基础上，继续执行重大节假日深谷电价政策：春节、“五一”、国庆节12:00－14:00为深谷时段。

新疆第八师发布《第八师电网电力市场化分时电价相关说明及价格测算》，浮动比例：在平段基础上，高峰上浮60%、低谷下浮60%；浮动范围：上网电价、电量电价参与浮动，容（需）电价、上网环节线损费用、政府性基金及附加不参与浮动；时段划分：高峰时段7小时：8:00-10:00，19:00-24:00、平时段10小时：0:00-8:00，10:00-11:00，18:00-19:00、低谷时段7小时：11:00-18:00。

陕西省再次公开征求《关于调整分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，浮动比例：在平段基础上，尖峰上浮90%、高峰上浮70%、低谷下浮70%、深谷下浮90%；浮动范围：仅交易电价浮动，输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加不参与浮动；时段划分：高峰时段为16:00-23:00，低谷时段为0:00-5:00、10:00-14:00，平段为5:00-10:00、14:00-16:00、23:00-24:00；尖峰时段为夏季7月、8月19:00-21:00.冬季1月、12月18:00-20:00；深谷时段为春节、劳动节、国庆节期间10:00-14:00。

天津市公开征求《关于优化我市峰谷分时电价机制有关事项的通知》（征求意见稿），浮动比例：在平段基础上，高峰上浮60%、低谷下浮60%，尖峰在峰段基础上上浮20%；浮动范围：交易电价和输配电价参与浮动，上网环节线损费用折价、系统运行费用折合度电水平、政府性基金及附加、两部制电价的基本电费、功率因数调整电费不参与浮动；时段划分：7、8月：峰时段15:00-23:00；平时段00:00-01:00、09:00-15:00、23:00-24:00；谷时段01:00-09:00。其他月份：峰时段08:00-10:00、16:00-22:00；平时段：06:00-08:00、10:00-12:00、14:00-16:00、22:00-24:00；谷时段：00:00-06:00、12:00-14:00。尖峰时段：1、2、12月18:00-20:00；7、8月20:00-22:00。

补贴方面

宁波前湾新区经济和信息化局发布《2025年宁波前湾新区电力保供专项补贴实施方案》，明确用户侧储能、虚拟电厂、车网互动、需求响应补贴，用户侧储能等聚合商顶峰补贴：响应电量按照1元/千瓦时进行补贴，有竞价功能的按竞价给予0.5-2元/千瓦时的补贴，补贴金额上限为10万元。虚拟电厂：在市场出清价格基础上另补2元/千瓦时，补贴金额上限为120万元。车网互动：对方向送电落式响应的补贴1元/千瓦时。需求响应：在已获得省级补贴基础上额外补0.2元/千瓦时，补贴金额上限为60万元。

浙江省温州市发展和改革委员会发布《温州市本级迎峰度夏（冬）电力保供补贴实施方案》（征求意见稿），用户侧储能顶峰补贴：根据市级指令在规定时段内使用电化学储能顶峰放电的工业企业用户，给予1元/kWh的补贴。对参与电力紧张时段有效响应的工商业用户，给予在省级需求响应补贴基础上补足至4元/kWh的补贴。

内蒙古发布《新型储能容量补偿政策近日正式落地》，根据2025年3月《关于加快新型储能建设的通知》，纳入内蒙古规划的独立新型储能电站向电网的放电量执行补偿，2025年及以前建成投产项目的补偿标准为0.35元/kWh。5月，电力公司已对负荷要求的电站支付了补偿费用，总规模接近1亿元。

管理规范

河南发改委、河南能监办发布《关于切实做好各类电源项目接网有关工作的通知》，制定源网荷储一体化项目接网绿色通道政策。在国家政策明确前，暂不向源网荷储一体化项目收取政府性基金等相关费用，待政策明确后再予以清算。国家未出台明确政策之前，电网企业不得将承诺缴纳相关费用作为源网荷储一体化项目并网前置条件，拖延办理并网手续。

吉林省发改委、能源局发布《吉林省新型储能项目管理办法（暂行）》，吉林省能源局负责制定和发布吉林省新型储能发展规划和建立全省年度新型储能项目库，用户侧新型储能及电源侧新型储能暂不纳入项目库管理。

需求响应方面

浙江能源局发布《2025年浙江省迎峰度夏电力需求侧管理工作实施方案》，力争具备最大600万千瓦约定型响应能力，鼓励用户侧储能参与需求响应。虚拟电厂参与日前约定型响应补贴单价根据等级评定结果差异化执行。经能力认证的虚拟电厂可获得容量补贴，参照分钟级容量补贴（1元/千瓦*月）政策执行。

四川发改委、能源局发布《四川省2025年电力需求侧市场化响应实施方案》，收益包括备用容量收益和响应电量收益两部分，备用容量价格的上下限分别为5元/千瓦·月和0元/千瓦·月，响应价格的上下限分别为3元/千瓦时和0元/千瓦时。

海南发改委发布《海南省电力需求响应实施细则（征求意见稿）》，市场准入方面，负荷聚合商原则上最小响应能力不低于1MW，响应时长不低于1小时。虚拟电厂，原则上总调节能力不低于1MW。交易品种分为约定型削峰、日前邀约削峰、日内紧急（可中断负荷）削峰、日前邀约填谷、日内紧急填谷五类。

安徽发改委、能源局发布《安徽省电力需求响应实施方案（2025年版）的通知》，单个虚拟电厂、负荷聚合商的可调节能力原则上不低于5000kW，削峰响应补偿价格为3元/kWh，填谷响应补偿价格为1.5元/kWh。

虚拟电厂方面

贵州省能源局发布《贵州省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》，虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂。参与市场化交易的负荷类虚拟电厂按照售电公司方式结算，发电类虚拟电厂按照市场化新能源发电企业方式结算。发电类虚拟电厂以报量不报价方式参与现货。

陕西发改委、西北能监局发布《陕西省服务虚拟电厂建设运营实施方案》《创新支持虚拟电厂参与电力市场促进高质量发展实施方案》，虚拟电厂聚合资源总调节容量不低于5兆瓦，且同一市场出清节点（一般为330千伏及以上电压等级母线）调节容量不低于0.5兆瓦，持续调节时间不小于1小时。虚拟电厂运营商公平承担市场运营费用、不平衡资金等，按照上、下网电量分别计算分摊费用，承担相应考核费用。

广东省交易中心发布《关于发布广东虚拟电厂参与电力市场的相关细则的通知》，负荷类虚拟电厂现货交易单元以“报量报价”方式进行现货交易申报，发电类虚拟电厂现货交易单元参照新能源交易单元，以“报量报价”方式进行现货交易申报。

示范项目方面

内蒙古能源局印发《2025年第一批独立新型储能建设项目清单》，最终确定16个项目纳入自治区独立新型储能电站规划。本次装机容量共4.75GW／19.7GWh，2025年计划投产2550MW，2026年计划投产2200MW 。文件印发后3个月内未形成实际工作量的应及时调出项目清单。