鋒行鏈盟2025年3月中國儲能產業政策及標準匯編

一、國家政策導向：安全監管與市場機制并重

電力建設安全監管強化

國家能源局開展2025年度電力建設施工安全和工程質量專項監管，重點部署新能源和新型并網主體涉網安全能力提升，要求2025年6月1日后投產項目必須符合涉網性能標準，否則禁止并網。

提出構建電化學儲能電站安全監管框架，推進事故分析、安全評價試點及反事故措施研究，強化二次系統配置合規性檢查。

儲能參與電力市場規則細化

明確獨立儲能、虛擬電廠以“報量報價”或“自調度”模式參與現貨市場，要求儲能放電價格須高于充電價格，推動儲能通過峰谷套利獲取收益。

電網公平開放專項監管聚焦新能源配套送出工程投資建設、接網費用收取及回購進度，保障儲能項目接入電網的公平性。

綠證核發規則明確

對含儲能設施的可再生能源項目，儲能放電電量不核發綠證，僅按上網電量扣減下網電量核發，可能影響儲能項目投資收益預期。

二、地方政策布局：差異化發展與重點突破

重點區域政策特征

沿海經濟發達地區（廣東、浙江、江蘇）：

推動“新能源+儲能”規模化配置，如廣東要求2025年后并網風光項目按10%-20%比例配儲；浙江提出2025年新增儲能140萬千瓦目標。

發展新型儲能技術，如浙江溫州發布用戶側儲能消防導則，廣東珠海布局固態電池產業集群。

能源大省與風光基地（內蒙古、新疆、甘肅）：

強調抽水蓄能與新型儲能協同，內蒙古對獨立儲能電站實行容量電價補償（2025年0.35元/kWh）。

推動“源網荷儲一體化”，新疆提出“光伏+儲能+生態修復”多場景應用。

中部與西南地區（河南、四川、云南）：

布局抽水蓄能項目（河南平頂山魯陽儲氣庫、四川宜賓獨立儲能電站），并探索共享儲能模式。

結合本地資源發展特色儲能，如云南推動全釩液流儲能電站建設。

政策創新與補貼激勵

補貼政策：廣東肇慶對2025年后并網風光項目按10%*2小時配儲；浙江甌海區對用戶側儲能給予0.8元/kWh補貼（連補兩年）。

市場機制：上海鼓勵智算中心配置儲能降低用電成本，成都天府新區對光伏+儲能項目給予用能獎補。

技術標準：北京通州區支持氫能、儲能未來產業創新項目，最高配套200萬元資金。

三、技術標準與安全要求

國家標準缺失與地方實踐填補空白

當前儲能國家標準尚未出臺，地方政策通過技術導則彌補空白，如浙江溫州發布用戶側儲能消防技術規范，明確500kW及以上儲能電站安全標準。

安全監管貫穿全生命周期

多地政策強調儲能電站涉網安全，要求配置監控系統并參與電網調度，如山西陽泉將大型儲能電站納入消防安全重點單位管理。

四、挑戰與趨勢展望

政策協調性待提升

地方配儲比例、補償標準差異較大（如廣東10%-20% vs 內蒙古未明確），可能引發市場分割。需加強跨區域政策協同。

技術多元化與成本平衡

抽水蓄能仍是主流（如山東規劃800萬千瓦），但電化學儲能（鋰電、鈉電）、壓縮空氣儲能等新型技術加速試點，需解決成本與安全性矛盾。

市場機制逐步完善

綠證核發規則、電網公平開放等政策推動儲能參與電力市場，未來需進一步理順儲能多重價值（調峰、調頻、備用）的補償機制。

五、結論

2025年3月儲能政策呈現“頂層設計強化安全監管、地方實踐推動規模化應用”的特點。國家層面聚焦安全與市場規則，地方政策則結合資源稟賦差異化布局，新型儲能技術成為發展重點。未來需關注政策協同、成本疏導及技術標準化進程，以推動儲能產業高質量發展。

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