2025年4月储能政策从国家到地方共有64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，中关村储能产业技术联盟对本月储能政策进行了梳理解读，希望与业界同仁共同交流探讨。

　　根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年4月份共发布储能相关政策64项，其中国家层面发布8项，地方层面广东发布最多，达到6项，其次是山东、安徽、浙江发布4项，此外还有二十余个地区发布相关政策。从重要程度来看，非常重要类39项，占比61%。

　　39项非常重要类政策中，广东、国家发布数量居多，从政策类别来看，电力市场、辅助服务、发展规划、电价政策类居多。

　　国家发展改革委、国家能源局等四部门发布《关于公布首批车网互动规模化应用试点的通知》，确定9个车网互动规模化应用试点城市、30个试点项目。9个车网互动规模化应用试点城市包括上海、江苏常州、安徽合肥、安徽淮北、广东广州、广东深圳、海南海口、重庆、云南昆明。

　　国家发改委发布《绿色低碳先进技术示范项目清单（第二批）》，公告确定了第二批绿色低碳先进技术示范项目清单，共纳入101个项目，其中储能设备项目数量超过50个，储能规模超过5.4GW/24GWh。

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　　国家发展改革委、国家能源局正式发布《电力辅助服务市场基本规则》，规则规定了储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体可参与电力辅助服务市场，电力辅助服务市场品种主要包括调峰服务、调频服务、备用服务、爬坡服务等。电力现货市场连续运行的地区，要完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊或分享。

　　国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，明确了各地现货市场运行时间表。现货市场正式运行和连续结算试运行的省份，2025年底前要实现用户侧主体参与现货市场申报、出清、结算，并建立适应新型经营主体需求的准入要求、注册程序、报价方式、结算考核等机制。

　　广东省和安徽省分别发布2025年重点项目计划清单，广东省共公布了1443个重点建设项目，以及1001个重点建设前期预备项目，其中有20个储能项目，储能项目总装机容量超3406MW/7012MWh。安徽省共发布了1581个重大项目，储能相关项目11个，涵盖7个抽水蓄能项目、4个储能电站，此外储能装备制造项目23个。

　　安徽合肥新站高新技术产业开发区管理委员会发布《新站高新区关于推进新型储能高质量发展的实施意见》（征求意见稿），到2025年，新型储能产业营收不低于300亿元，新型储能累计装机规模不低于8万千瓦；到2028年，新型储能产业营收不低于500亿元，新型储能累计装机规模不低于10万千瓦。

　　江西省发改委发布《关于支持独立储能健康有序发展的通知》，建立健全江西省“电力中长期+现货+辅助服务”的完整市场体系，明确将独立储能纳入市场主体范畴。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。独立储能每年调用充放电次数原则上不低于350次。

　　吉林省能源局发布《吉林省新型储能高质量发展规划（2024-2030年）》，截至2024年底，吉林省已建成新型储能项目规模231MW/643.5MWh。到2027年，新型储能规模不低于1GW，新型储能年等效充放电循环达到300次。到2030年，新型储能规模不低于3GW。

　　安徽省合肥市人民政府发布《合肥市新能源资源开发利用工作方案》，力争到2025年底，全市建成兆瓦级新型储能电站60座、装机总规模超1GW，其中建成百兆瓦级电网侧独立储能电站5座。

　　河南省发改委发布《关于实施第八批源网荷储一体化项目的通知》，确定工业企业类35个、增量配电网类1个、其他类6个，共3类42个项目纳入第八批实施范围。

　　东莞市发改委发布《东莞市推进分布式光伏高质量发展行动方案》，到2025年底，全市分布式光伏总装机规模达300万千瓦。“十五五”期间，新增分布式光伏装机规模300万千瓦左右，到2030年底全市总装机规模超过600万千瓦。鼓励装机容量2兆瓦及以上的分布式光伏发电项目，按照不低于装机容量8%的比例配建储能系统。

　　成都市人民政府发布《关于进一步增强成都市电力保障能力的若干政策措施》，分布式光伏需按着黄色区域、红色区域分别配置不低于20%/2h、50%/2h储能设施。鼓励供电公司在有条件的大型住宅小区配建新型储能设施、配备“移动式充电舱”。国家、省级V2G试点示范项目，且接入省、市监管平台并具备接受虚拟电厂负荷调度指令，年放电量≥100MWh，可获得5元/kWh的放电补贴。

　　青海省能源局正式发布《青海省电力现货市场第二次结算试运行工作方案》、《青海省电力现货市场规则汇编（V3.0结算试运行稿）》，本次结算试运行时间为2025年4月15日至23日，其中4月17至23日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。储能电站作为新型市场主体，可通过“自调度”方式参与现货市场交易与结算。参与的储能电站充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。参与此次电力现货结算试运行的储能电站有闵行储能电厂（32MW/64MWh）。

　　宁夏自治区发展改革委发布《宁夏电力现货市场第五次结算试运行工作方案》、《宁夏电力现货市场试运行规则（第五次结算运行）》，本次结算试运行时间为3月27日至4月30日，其中4月1日至4月30日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。参与范围包括发电侧、用户侧、虚拟电厂以及电网侧储能（充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间2小时以上）。

　　广东电力交易中心发布《关于广东电力市场配套实施细则 （2025年修订）的通知》，随通知下发五个配套细则，包括现货电能量交易、中长期电能量交易、现货市场结算、信息披露管理、市场注册。

　　中国南方电网电力调度控制中心、广州电力交易中心发布《关于征求南方电网新能源参与电力现货市场工作方案(2025 年版)(征求意见稿)意见的函》，集中式新能源，“报量报价”或“报量不报价”参与市场；分布式新能源，由聚合商聚合，或作为价格接受者参与市场。

　　重庆电力交易中心正式发布《重庆电力现货市场长周期多月结算试运行工作方案的通知》，拟于5月1日至6月30日开展长周期多月结算试运行，本次试运行，现货市场申报价格及出清价格范围设定在0元/MWh~1500元/MWh之间。新能源场站只参与市内绿电交易，不参与现货交易。

　　国家能源局新疆监管办公室发布《新疆电力中长期交易实施细则》修订征求意见稿，明确了新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等）可作为经营主体参与电力中长期交易。充电功率不低于5兆瓦，持续充电时间不低于2小时。根据交易需要，交易时段分为尖峰、峰、平、低谷、深谷五个时段或者24 个时段等。

　　新疆电力交易中心发布《2024年电力市场运行情况》，截至2024年底，新疆电力交易中心共注册经营主体13851家，其中，新型经营主体共计17家，其中独立储能4家，源网荷储一体化项目2家，负荷聚合商11家。

　　国家能源局东北监管局发布《东北电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，各省(区)实时深度调峰交易报价上限为当地平价新能源项目的上网电价。其中辽宁、吉林、黑龙江、蒙东分别为0.3749元/Wh、0.3731元/Wh、0.3740元/Wh、0.3035元/Wh。平均报价上限为0.3564元/Wh。

　　国家能源局华中监管局发布《湖北、江西、重庆电力调频辅助服务市场运行规则》，调频里程申报价格上、下限分别暂定为15元/兆瓦、5元/兆瓦，已获得容量电费但未主动参与市场申报的调频单元自动参与市场申报，默认报价缺省值为5元/兆瓦。参与提供调频辅助服务的调频单元i 综合调频性能系数应不低于0.6，后期视市场实际运行情况调整。

　　南网电力调度控制中心发布《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2025 年修编征求意见稿）》，独立储能电站（目前仅包括电化学储能电站）可为系统提供调频辅助服务。独立储能电站额定功率响应时间下限为1小时。参与者根据调频里程、出清价格、综合调频性能系数获得最终里程补偿。

　　华中能源监管局公开征求华中区域“两个细则”部分条款修订意见的通知，修订了分摊规则，电力现货市场连续运行前，辅助服务费用由发电侧并网主体承担。电力现货市场连续运行后，调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用）由全体工商业用户和未参与电能量市场交易的发电侧并网主体分摊，其余辅助服务费用由发电侧并网主体承担。

　　国家能源局新疆监管办发布《新疆电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，参与调频辅助服务交易的独立储能电站容量须不少于1万千瓦，申报和出清价格上限不超过15元/MW。

　　安徽省发展和改革委员会发布《关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，对峰平谷时段进行调整，午间调整为低谷时段；此前春秋季期间8点-11点的高峰时段，提前至6点-8点；中午11点-14点之间，新增低谷时段。

　　江西省发改委发布《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知（征求意见稿）》，从分时时段看，除1月、2月、12月之外，3~11月的中午11:30~14:30共3个小时为谷段；其中，12:00~14:00共2个小时为深谷。全年高峰、平段、低谷浮动比例统一调整为1.6:1:0.4（现行政策为1.5:1:0.5），深谷浮动比例由原较平段电价下浮60%扩大到70%，尖峰浮动比例保持较平段电价上浮80%不变。

　　四川省发改委发布《关于进一步调整我省分时电价机制的通知》，时段调整：按季节对峰平谷时段进行调整，夏季12至15点从原来平段调整为高/尖峰时段，调整后，11:00-18:00、20:00-23:00均为高峰时段，高峰（含尖峰）长达10个小时。

　　江苏省发改委发布《省发展改革委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》，此次政策的调整主要有：工商业分时电价执行范围、工商业分时电价时段设置、工商业分时电价计价基础和浮动比例、电动汽车充放电价格政策。

　　广州市发展和改革委员会发布《广州市支持新型储能产业发展资金管理办法》（征求意见稿），鼓励企业、机构申报国家级、省级的新型储能试点示范项目，对列入国家试点示范项目的，每个项目给予最高1000万元奖励；对列入广东省试点示范项目的，每个项目给予最高500万元奖励。

　　杭州市城乡建设委员会发布《杭州市电化学储能电站防火设计导则》（试行），《导则》涉及选址及总平面布局、建筑防火、电气与火灾自动报警系统、通风和防排烟、消防给水和灭火设施几大方面。适用于新建、扩建和改建的额定功率为500kW且额定能量为500kWh及以上，以锂离子电池、钠离子电池、铅酸/铅炭电池、液流电池为电能存储载体的固定式电化学储能电站的防火设计。

　　国家能源局浙江监管办发布《关于进一步提升浙江省新能源和新型并网主体涉网安全能力的通知（征求意见稿）》，10（6）kV及以上电化学储能应具备紧急控制、一次调频、有功控制、无功控制、高电压穿越、低电压穿越功能且满足相应的电压适应性、频率适应性要求；10（6）kV及以上电网侧储能应具备AGC、AVC功能，10kV及以上电压等级电化学储能应同时具备惯量响应功能。

　　华东能源监管局发布《关于实施电力本质安全提升工程的工作方案》《关于实施电化学储能电站本质安全提升工程的工作方案》，实施范围为安徽省，严禁1年内发生安全生产事故的单位参与电化学储能电站建设。实施工艺设备淘汰更新，2025年底前，组织对全省已建电化学储能电站电池、电池组运行监测系统、电池仓消防系统等进行全覆盖、全链条检查。2026年底前完成对现有全部电化学储能电站安全改造升级的攻坚任务。

　　山西省能源局印发《关于山西省2025年新型储能项目库拟调整情况的公示》，此次拟调整入库的新型储能项目119个、容量24.1GW/47.15GWh，拟调整出库的新型储能项目93个、容量约16.34GW/26.15GWh。

　　江西省能源局发布《江西省能源局关于开展省级独立储能试点示范项目申报工作的通知》，电化学储能项目规模原则上不小于5万千瓦/1小时，且本期规模不大于20万千瓦/2小时；压缩空气储能项目规模原则上不大于30万千瓦/6小时（以上均为单点接入规模）。项目原则上须于2026年6月底前建成投产。