全国重要省份电网侧储能建设文件规定及要点分析

（第一辑：京、津、沪、鲁、苏、浙）

北京市电网侧储能有关文件及要点分析

 一、核心政策文件

北京市针对新型储能（包含电网侧储能）发布的主要政策和管理办法包括：

1. 《北京市新型储能电站建设管理办法（试行）》 (2024年1月25日施行)

• 发布单位：北京市城市管理委员会、北京市发展和改革委员会等七部门

• 核心内容：规范新型储能电站的规划、备案、审批、设计、施工、验收等全流程管理程序。

2. 《北京市新型储能产业发展实施方案（2024—2027年）》 (2024年12月印发)

• 发布单位：北京市经济和信息化局

• 核心内容：明确北京市新型储能产业发展的总体思路、重点任务和保障措施，推动新型储能技术创新与产业发展。

3. 《北京市可再生能源开发利用条例》 (2025年3月26日通过)

• 发布单位：北京市人大常委会

• 核心内容：强调可再生能源开发利用的重要性，其中涉及加强调峰储能设施建设，优化调度运行的内容。

二、电网侧储能发展要点与分析

北京市的政策和管理办法对电网侧储能的发展有如下几个主要方向和特点：

以下是对这些政策的进一步解读：

• 注重全流程规范与安全：《北京市新型储能电站建设管理办法（试行）》非常详细地规定了新型储能电站从规划到并网的全流程管理程序，体现了北京市对储能项目规范性和安全性的高度重视。特别是对设备质量（要求驻厂监造或抽检）和并网安全（符合电网安全运行技术要求）的强调，确保了储能系统接入电网的可靠性。

• 强调高技术门槛与创新示范：北京作为科技创新中心，其储能政策也体现出对先进技术和安全性的偏好。明确鼓励半固态/全固态电池、液流电池等高安全性技术路线的示范应用，这主要是因为北京作为首都，对能源设施的安全运行有极高要求。同时，推动储能与数据中心、轨道交通、超充站等多样化场景融合，旨在通过示范探索适合超大城市的储能应用模式。

• 房山示范区的引领作用：房山区被列为新型储能电站应用示范区，并规划了11个试点项目，重点聚焦电网侧和用户侧。这意味着房山区的探索经验将为北京市乃至更大范围内电网侧储能的推广提供实践参考和模式借鉴。

• 纳入可再生能源消纳体系：《北京市可再生能源开发利用条例》中提出“加强调峰储能设施建设，优化调度运行”，并将储能作为提高可再生能源消纳能力的重要手段。这意味着电网侧储能的发展与北京市的绿色低碳转型和外调绿电的消纳（2025年目标400亿千瓦时）紧密相关。

三、总结与展望

北京市电网侧储能政策的核心思路是：

1. 规范先行，安全为重：通过完善的管理办法确保项目建设和运行的安全可靠。

2. 技术引领，示范带动：鼓励先进、安全的储能技术在实际场景中应用示范，探索适合超大城市的模式。

3. 聚焦重点，有序推进：通过房山等示范区建设，逐步推广经验和模式。

天津市电网侧储能有关文件及要点分析 

以下是这些政策的一些补充说明和分析：

一、核心政策文件与要点解读

1. 《天津市新型储能发展实施方案》

• 发展目标：到2025年，全市新型储能装机规模达到100万千瓦。

• 强制配置要求（历史政策）：曾明确新增集中式风电、光伏项目需按规定比例配置储能。若新能源企业配置的储能容量未达到承诺比例，将按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除，直至全部解网。（注意：此项强制配储政策已被国家叫停，天津也已跟进调整，详见下文分析）

• 调度与利用保障：规定电网企业应科学安排调用独立储能项目，每年调用完全充放电次数原则上不低于300次，以保障独立储能的利用率和经济性。

• 重点区域布局：方案提及在滨海新区经开区、保税区、武清区、宝坻区、宁河区、静海区等新能源相对集中区域统筹布局一批集中式独立储能电站。

2. 《天津市独立储能市场交易工作方案（2025年修订版）》

• 市场身份：明确独立储能可以**“双重身份”** 参与市场：作为发电企业售电，或作为电力用户购电。

• 交易品种限制：现阶段独立储能作为发电企业只能与电力用户签订“顶峰合同”（即高峰、尖峰时段供电合同），暂不能参与调频等辅助服务市场（这与山东等地的政策有所不同）。

• 价格机制：

• 高峰、尖峰合同价格分别不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.5倍和1.8倍。

• 合同时段外的送电电量、超发电量及偏差电量，按燃煤基准价上浮20% 结算。

• 独立储能的充电电量不承担输配电价、政府性基金及附加等，降低了运营成本。

• 偏差考核：规定了充放电偏差的补偿机制，合同时段少发电量需按合同价格的2%向用户支付补偿；用户少用电量也需按合同价格的2%向独立储能支付补偿。

3. 《天津市电力需求侧管理实施细则》

• 推动虚拟电厂建设：支持工业用户、大型商业综合体、酒店、公共建筑等电力用户群积极参与虚拟电厂建设，推动虚拟电厂运营商参与需求响应、辅助服务等电力市场交易。

• 鼓励用户侧储能与分布式能源：鼓励企业、园区等配置新型储能，推动屋顶光伏和光伏建筑一体化应用，鼓励建设绿色低碳微电网和源网荷储一体化项目。

4. 《关于优化我市峰谷分时电价机制有关事项的通知》

• 分时电价调整：自2025年10月1日起，天津市对工商业峰谷分时电价政策进行了优化：

• 分季节划分峰谷时段：例如，7、8月峰时段为15:00-23:00；其他月份峰时段为08:00-10:00、16:00-22:00。

• 扩大峰谷价差：峰段电价在平段基础上涨60%，谷段电价下浮60%，尖峰电价在峰段基础上再上浮20%。

• 对储能的影响：拉大的峰谷价差为用户侧储能通过低储高放套利创造了更有利的条件，提升了项目的经济性。

二、政策特点与分析

1. 从“强制配储”到“市场化驱动”的转变：
        天津市早期的《新型储能发展实施方案》曾带有较强的行政配置色彩（如强制配储及严厉的惩罚措施）。然而，随着2025年初国家发改委明确叫停“将配置储能作为新建新能源项目核准、并网前置条件”，天津市也出台了《天津市风电光伏发电开发管理办法（试行）》，删除了强制配储的要求。这标志着天津的储能发展政策正逐步从行政强制向市场化驱动过渡，未来将更依赖如峰谷价差、电力市场交易等经济手段来引导储能建设。

2. 聚焦“顶峰容量”与“电力保供”：
        《独立储能市场交易工作方案》中“只能签订顶峰合同”的规定非常鲜明地体现了天津电网侧储能当前的核心定位：侧重于保障电力系统在高峰时段的可靠供应，解决短时的电力缺口问题。这与一些地区允许储能同时参与电能量市场、辅助服务市场等多种市场的模式有所不同，可能与天津本地的电网结构和需求特点有关。

3. 初步建立市场交易机制，但品种尚显单一：
        天津已为独立储能参与电力市场提供了初步的规则，明确了身份、价格和结算方式，特别是充电电量免收输配电价等费用是一条关键的成本减免措施，有助于提升项目经济性。不过，目前交易品种仅限于“顶峰”（可视为电能量市场的一部分），尚未全面开放调频、备用等辅助服务市场，这在一定程度上限制了储能多元价值的发挥和收益渠道的拓宽。

4. 虚拟电厂与用户侧储能获得支持：
        通过《电力需求侧管理实施细则》，天津鼓励虚拟电厂聚合分散的用户侧储能、可调节负荷等资源参与市场，这为中小规模的用户侧储能项目提供了新的发展模式和收益可能性。

三、对项目开发与投资的启示

• 关注市场化风险：随着强制配储政策的退出，储能项目的立项和收益将更加依赖于电力市场交易结果和峰谷套利空间。投资者需加强对电力市场规则的研究，并具备更强的市场风险分析和应对能力。

• 精准把握定位：在天津开发电网侧独立储能项目，应充分理解其当前 “顶峰保供” 的核心功能定位，在项目规划和可研中重点聚焦于此。

• 期待市场完善：目前天津的储能市场机制，特别是辅助服务市场，还有待进一步丰富和完善。投资者可密切关注政策动态，期待未来更多的市场品种和收益渠道的开放。

• 用户侧储能的机遇：对于用户侧储能，扩大化的峰谷价差提供了更明显的套利机会。同时，探索作为虚拟电厂的一部分参与需求响应，也可能成为新的收益增长点。

上海市电网侧储能有关文件及要点分析

以下是对这些政策的进一步解读和分析：

一、核心政策文件

上海市针对电网侧储能（主要是独立储能电站）发布的主要政策包括：

1. 《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》 (沪府办发〔2024〕28号)

• 发布单位：上海市人民政府办公厅

• 发布时间：2024年12月27日

• 核心内容：这是上海市新型储能发展的纲领性文件，明确了2025年至2030年新型储能发展的总体目标、重点任务和政策方向。

2. 《上海市新型电力系统调节能力奖励资金管理办法》 (沪发改规范〔2025〕5号)

• 发布单位：上海市发改委、市经济信息化委、市财政局

• 发布时间：2025年5月13日

• 核心内容：明确了对包括新型储能在内的电力系统调节能力给予资金奖励的具体标准、申报条件和实施流程。

3. 《关于报送2025年度第二批独立储能电站项目的通知》 (沪发改能源〔2025〕176号)

• 发布单位：上海市发改委

• 发布时间：2025年9月16日

• 核心内容：组织了2025年度第二批独立储能电站项目的申报工作，要求项目于2026年6月30日前完成备案并具备开工条件。

二、政策特点与深度分析

1. 强调顶层设计与规模化发展：上海市政府高度重视新型储能在能源体系中的战略地位，设定了清晰且雄心勃勃的规模目标（2026年80万千瓦，2030年200万千瓦）。这体现了其将储能作为提升城市能源安全、保障电力供应和促进绿色转型关键手段的思路。

2. 聚焦“独立储能”与电网支撑作用：政策明确支持独立储能电站建设，并对其定义、配置要求（特别是与新能源项目配套时）、调度方式（电网调度、保证调用次数）和结算机制做了详细规定。其核心目的在于最大化发挥储能在电力顶峰支撑、快速补强电网薄弱环节、促进新能源消纳方面的作用，以适应超大型城市电网的需求。

3. 构建“经济激励+技术引领”的双驱动机制：

• 经济激励多元化：上海的政策组合拳提供了度电奖励、高比例先进技术一次性投资奖励、容量补偿探索（现阶段）以及充放电价差等多种收益渠道。这旨在显著提升储能项目的经济性，吸引社会资本投资，尤其是在土地和建设成本较高的上海。

• 强力导向技术先进性：上海特别强调先进、安全储能技术的研发与应用。奖励政策与先进技术应用比例直接挂钩，并逐年提高比例要求。重点鼓励固态电池、液流电池、钠离子电池、压缩空气储能等高安全性、前瞻性技术路线。这符合上海作为科技创新中心的发展定位，旨在通过应用带动本地储能产业的高质量、高端化发展。

4. 创新探索用地保障模式：针对上海土地资源紧张的现实约束，政策创新性地提出优先利用关停退役能源设施场址、海上风电预留用地布局独立储能，并对其按照公用设施优先安排用地。对于用户侧储能，则鼓励结合主体项目建设、探索“入楼”配置（甚至可适当放宽容积率要求），体现了集约化、精细化的土地利用思路。

5. 高度重视安全规范管理：鉴于电化学储能的安全风险和超大型城市的高安全要求，上海政策明确了企业主体责任、部门监管责任和属地责任，并强化了消防设计审查、验收或备案抽查等全过程安全管理要求。      这是储能产业在上海规模化、可持续发展的重要前提。

三、对项目开发与投资的启示

• 把握政策窗口期：奖励标准在2025年至2028年间逐年递减，因此尽早布局并网可能获得更高的奖励收益。需密切关注年度建设计划的申报通知（如2025年第二批申报截止于9月30日）。

• 注重技术路线选择：在选择技术路线时，安全性、先进性和产业化前景是关键考量。积极采用政策鼓励的先进技术，并满足相应的比例要求，是获取高额资金奖励的重要途径。

• 优选项目选址：优先考虑利用退役电厂、现有能源设施场地或海上风电预留区域进行项目布局，这可能更容易获得土地审批和支持。

• 精准核算经济账：需综合评估度电奖励、一次性投资奖励、充放电价差收益、可能的容量补偿以及未来参与电力市场等多种收益来源，并充分考虑上海的建设和运营成本，进行精细化的投资收益测算。

• 严守安全与合规底线：必须将安全管理贯穿于项目规划、设计、建设、运维和退役的全过程，确保符合所有安全规范和要求，这是项目能否顺利推进和运营的生命线。

山东省电网侧储能有关文件及要点分析

以下是这些政策的更多细节：

一、《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》要点

该文件是山东省构建新型储能市场化发展机制的核心政策。

• 独立市场地位：明确新型储能可作为独立主体参与各类电力市场交易。

• 两部制电价机制：

• 电量电价：通过市场化交易形成充放电价格。

• 容量电价：根据月度可用容量获得补偿。示范项目的容量补偿费用暂按现行标准的2倍执行。

• 成本减免：独立储能电站向电网送电的相应充电电量，不承担输配电价和政府性基金及附加。

• 辅助服务市场：鼓励独立储能参与调频、爬坡、备用等辅助服务，开拓更多收益渠道。

• 运行管理：各地制定新型储能年度建设方案需报省能源局备案，对于未按要求建设的储能项目，应及时移除年度建设方案。

二、山东省新型储能工程发展行动方案》要点

该方案是山东省“十四五”时期新型储能发展的总体规划。

• 发展目标：

• 到2023年底，全省新型储能规模达到200万千瓦以上；

• 2024年达到400万千瓦；

• 2025年达到500万千瓦左右。

• 重点布局（“一带、两城、三区、N基地”）：

• “一带”：打造“储能+海上新能源”应用带，重点推动海上光伏、制氢储氢等，计划建设新型储能100万千瓦。

• “两城”：建设济南、青岛储能示范城市，推广电网侧大型储能设施和用户侧互动技术，计划建设新型储能50万千瓦。

• “三区”：构建鲁北吉瓦级储能基地、鲁中压缩空气储能重点区、鲁西南多场景应用储能重点区。

• “N基地”：培育一批如枣庄“北方锂电之都”、青岛先进储能产业集聚区等特色产业基地。

三、《山东储能电站并网运行管理实施细则》要点

该细则旨在规范储能电站的并网运行管理。

• 适用范围：主要针对地市级及以上电力调度机构直接调度的容量5MW/2h及以上的独立储能电站。

• 考核与补偿：细则对风电场、光伏电站的考核条款增加了配建储能功率可用率、容量可用率、非计划停运等内容，并增加配建储能AGC考核要求。同时，增加了转动惯量、快速调压、一次调频等辅助服务品种，纳入范围包括风电、光伏发电、储能电站。

四、总结与应用

山东省电网侧储能政策的核心思路是：

1. 明确独立身份：让储能可以独立参与市场，获取收益。

2. 经济激励：通过两部制电价、容量补偿、费用减免等方式提升项目经济性。

3. 科学布局与规范管理：制定清晰的发展蓝图，并通过细则确保安全高效并网运行。

江苏省电网侧储能有关文件及要点分析

以下是这些政策的一些补充说明和分析：

一、核心政策文件

江苏省针对电网侧储能发布的主要政策包括：

1. 《关于优化电网侧新型储能项目规划管理工作的通知》 (苏发改能源发〔2025〕748号)

• 发布单位：江苏省发展和改革委员会

• 发布时间：2025年7月15日

• 核心内容：该文件是江苏省优化电网侧新型储能项目规划管理的最新指导文件，旨在简化项目纳规流程，鼓励基层创新发展。

2. 《江苏省加快经济社会发展全面绿色转型若干政策举措》 (苏政发〔2025〕15号)

• 发布单位：江苏省人民政府办公厅

• 发布时间：2025年3月20日

• 核心内容：该文件提出了加快构建新型电力系统的目标，包括到2030年新型储能和抽水蓄能装机规模达到1300万千瓦左右，并明确要落实新型储能价格扶持政策。

3. 《关于优化工商业分时电价结构促进新能源消纳降低企业用电成本支持经济社会发展的通知》

• 发布单位：江苏省发展和改革委员会

• 发布时间：2025年5月（6月1日起实施）

• 核心内容：该通知优化了工商业分时电价机制，旨在促进新能源消纳，并为用户侧储能的发展提供了更有利的电价环境。

二、政策特点与深度分析

1. 简化审批流程，下放管理权限：
        江苏省发改委通过《关于优化电网侧新型储能项目规划管理工作的通知》大幅简化了电网侧储能项目的审批流程。 具体来说：

• 额定功率30万千瓦（300MW）以下的项目，在纳入地区规划布局方案后，由设区市发展改革委出具纳规文件。

• 额定功率30万千瓦及以上的项目，则纳入省级电网规划，由省发改委出具纳规文件。
        这种分级管理的模式有助于提高审批效率，加速项目落地，也体现了政府对储能项目管理的精细化。

2. 强化市场化导向，鼓励地方支持：
        政策明确指出，对于各设区市发展改革委自行规划布局、不在省级明确规模内的电网侧储能项目，虽然不享受省级文件规定的价格政策，但在满足相关政策和技术要求后可参与中长期、现货和辅助服务等电力市场，获得相应收益。      这体现了江苏省在推动储能发展时，注重发挥市场在资源配置中的决定性作用。
        同时，文件要求各设区市发改委对自行规划布局的电网侧储能项目，应建立容量补贴、电量补偿、共享租赁等地方支持性政策，以支持项目的可持续发展和正常经营。      这也提醒项目单位需充分考虑市场风险和政策风险，科学合理进行投资决策。

3. 鼓励技术创新与多元发展：
        江苏省鼓励结合新型电力系统的实际需要，推动高安全、低成本、长时储能技术的发展，并积极探索运用固态电池、长时液流电池等新技术路线。      这旨在提高储能新技术的能量转换效率，引导技术成熟的产业落地，为地方产业发展和储能技术迭代做好技术储备。

4. 明确发展目标，支持系统建设：
        根据《江苏省加快经济社会发展全面绿色转型若干政策举措》，省内的目标是到2030年，新型储能和抽水蓄能装机规模达到1300万千瓦左右，并规划建设20个左右新型电力系统应用试点园区。      这为江苏省储能产业的长期发展提供了清晰的规划指引。

5. 利用价格机制促进发展：
        江苏省通过优化分时电价结构（如增设午间谷时段，调整峰谷电价浮动比例）和落实新型储能价格扶持政策，为储能项目（特别是用户侧和独立储能）通过峰谷价差套利、参与电力市场提供了更好的经济环境，有助于提升储能项目的经济效益。

三、对项目开发与投资的启示

• 密切关注地方政策：鉴于江苏省鼓励设区市出台差异化的地方支持政策（如容量补贴、电量补偿等），投资者在开发电网侧储能项目时，务必详细了解并密切关注项目所在地市的具体配套政策，这对项目的经济可行性至关重要。

• 评估技术路线：考虑到政策对高安全、低成本、长时储能技术（如固态电池、长时液流电池等）的鼓励，在项目规划阶段可综合评估不同技术路线的可行性、成熟度与政策导向的匹配度。

• 重视市场化风险：对于计划依赖电力市场收益（而非固定补贴）的项目，需高度重视电力市场的规则变化和价格波动风险，并具备相应的风险评估和管理能力。

• 把握发展机遇：江苏省明确的储能发展目标（2030年新型储能和抽水蓄能装机达1300万千瓦左右）预示着未来较大的市场空间，相关企业可积极关注和把握其中的发展机遇。

浙江省电网侧储能有关文件及要点分析

以下是基于相关政策文件的进一步解读和分析：

一、核心政策文件

浙江省针对新型储能（包含电网侧储能）发布的主要政策包括：

1. 《浙江省新型储能项目管理办法（试行）》 (浙能源〔2024〕4号)

• 发布单位：浙江省能源局

• 发布时间：2024年2月7日

• 核心内容：这是浙江省新型储能项目管理的基础性文件，明确了新型储能项目的定义分类、管理职责、规划引导、备案程序、建设要求、并网条件、运行管理和安全管理等全流程要求。

2. 《关于开展2025年度新型储能项目建设计划动态调整的通知》

• 发布单位：浙江省能源局

• 发布时间：2025年（具体日期未明确，报道于2025年7月10日）

• 核心内容：该通知对年度建设计划的管理进行了动态调整，特别明确了电网侧储能项目的规模要求和用户侧储能项目管理权限的下放。

3. 《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》 (浙发改能源〔2021〕393号)

• 发布单位：浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局

• 发布时间：2021年11月3日

• 核心内容：该文件提出了浙江省“十四五”期间新型储能发展的初期目标、重点任务和支持政策，虽然部分内容可能已被更新，但其提出的容量补偿机制等对了解政策演进仍有参考价值。

4. 《浙江省用户侧电化学储能技术导则》

• 发布单位：浙江省能源局

• 发布时间：2023年12月

• 核心内容：这是全国首个用户侧储能全过程的技术规范，虽然侧重于用户侧，但其对安全、并网、消防等方面的详细技术要求对电网侧储能项目的设计和建设也有重要的参考和借鉴意义。

二、政策特点与深度分析

1. 实施分级分类的精准管理：
        浙江省对新型储能项目实行分级分类管理。特别是对于电网侧储能项目，要求规模原则上不小于50MW/100MWh，并按照“总量控制、退一补一”的原则进行管理，这体现了其对大型电网侧项目的重视和规模控制。同时，动态调整管理方式（如2025年7月起不再对5MW及以上的用户侧项目进行省级年度建设计划管理，而是授权设区市能源主管部门管理）也显示了其管理策略的灵活性和适应性。

2. 强调规划引领与规范并重：
        浙江省强调规划引导，由省能源局牵头编制新型储能发展规划，并制定年度建设计划。要求电源侧、电网侧及额定功率5兆瓦及以上的用户侧新型储能项目必须纳入年度建设计划管理，以确保项目有序发展，与电网规划、可再生能源发展规划等相衔接。

3. 注重安全与技术标准：
        浙江省高度重视储能项目的安全性和技术规范性。《浙江省新型储能项目管理办法（试行）》中明确了项目建设、勘察、设计、施工、监理等单位的安全责任，并要求强化设备监造与到货抽检管理。虽然《浙江省用户侧电化学储能技术导则》主要针对用户侧，但其作为全国首个此类技术规范，涵盖了防雷与接地、消防与安全、验收与调试等详尽技术要求，反映了浙江对储能安全和技术标准的严格要求，这些原则同样适用于电网侧储能。

4. 推动市场化运营与参与：
        政策鼓励新型储能项目参与电力市场。明确电网侧储能项目在满足准入条件并完成注册后，可参与市场化交易；同时鼓励新型储能项目按照辅助服务市场规则提供辅助服务。此外，《2025年浙江省迎峰度夏电力需求侧管理工作实施方案》也鼓励虚拟电厂、用户侧储能参与需求响应，这为储能项目（包括通过聚合方式参与的分布式储能）提供了更多的收益可能性。

5. 历史支持政策的参考：
        《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》中提出的过渡期容量补偿政策（逐年退坡）和调频奖励机制，虽然在当前是否仍完全适用需以最新政策为准，但揭示了浙江省曾采用的经济激励思路，即通过初期扶持引导项目发展，并逐步转向市场化运营。

三、对项目开发与投资的启示

• 关注项目规模与类型：开发电网侧储能项目需密切关注省级年度建设计划的要求和规模指标，项目规模应符合50MW/100MWh及以上的导向要求。

• 理解管理权限下放：随着用户侧储能项目管理权限下放至设区市，投资者也需要密切关注项目所在地市的具体管理规定和支持政策。

• 高度重视安全与合规：必须将安全管理贯穿于项目全生命周期，确保设备质量、设计、施工、运维等各环节符合国家及浙江省的严格标准和技术规范。

• 探索多元市场收益：在项目规划和可研阶段，应积极探索通过参与电力市场（电能量、辅助服务）、需求响应等多种方式获取收益。

• 核实最新补贴政策：对于早期的补贴政策（如容量补偿），在进行经济性评价时务必向当地能源主管部门或相关机构核实最新的政策细则和执行情况。

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