2026《中国独立储能市场机制政策地图》

CNESA 中关村储能产业技术联盟 中关村储能产业技术联盟中关村储能产业技术联盟(CNESA)创立于2010年3月，是中国第一个专注于储A中国独立储能市场机制政策地图2026(上册)省中收益区高收益区2030年规划2030年规划3A中关村储能产业技术联盟古湖湖湖南省自河北省北京市河北省北京市三自三自区E3天津市天津市E4·市场建设成熟度：高-市场机制完备、收益模式多元、需求旺盛；中-单一市场、收益模式单一、市场有饱和趋势；低-市场框架初步建立，市场机制建设阶段，储能还未进入市场；市场化程度偏低，处于起步阶段；·规划完成情况：根据各雷发布的不同时问节点装机目标，以及CNESA全球储能·等级评估说明：以上等级评估均由代表实际投资建议；自自广东省广西壮族自治区区区政行别特港香澳门特别行政区 西北地区 上海市 54西藏自治区 56 2政策地图2026上册能源结构：本地电源以气电为主，新能源以分布式光伏为主，外受电比例长期在60%以上，电力供应高度依赖京津唐区》政策时间轴2024年12月2024年12月2025年11月⑤2026年7月2025年12月2025年11月华北·北京 华北·北京无细化装机目标，新型储能产业总体营收力争在2027年超过1000亿元。1示范项目在房山建立储能示范区，首批开展11个储能项目备案建京津唐调峰市场：日前申报每15分钟最大充电2档位，上限370元/MWh;新型储能调峰服务费用=电力×市场出清价格×0.25。中长期价适用落地省基准价水平，浮动范围原则上45京津唐区域未启动现货市场运行。政策地图2026上册2025年1月2025年1月③2025年12月⑤2026年2月2026年4月2026年7月2025年10月2025年11月5天津市独立储能市场机制华北天津市独立储能市场机制华北·天津“十五五”统筹布局200万千瓦新型储能电站。6示范项目2025年、2026年推动储能重点项目7个，拟纳入建设项目5个。157京津唐调峰市场：日前申报每15分钟最大充电档位，上限370元/MWh;新型储能调峰服务费用=该新型储能实际充电电力3×市场出清价格×0.25。中长期参与方式：独立储能可与批发用户直接交易售出电量，也可通过售电公司向零售用户售出电量；现阶段独立储能只能与天津区内电力用户进行储能交易。以月度、月内为周期开展，采取双边协商交易方限价：现阶段储能交易只能签订顶峰合同，高峰、尖峰合同价格不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.6、1.92倍。4同时段交易结算电量与合同电量的偏差电量，按照天津地区燃煤基准电价上浮20%结算；合同时段少发电量按照交易合同价格偏差补偿费用。京津唐区域未启动现货市场运行。2.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册政策地图2026上册河北省内有两个省级电网一河北河北省内有两个省级电网一河北秦且岛市廊坊市》政策时间轴⑤⑤2024年3月2024年8月⑦2025年2月2025年2月2024年12月2025年11月2025年12月2026年1月2026年4月2026年6月⑨2025年10月2025年3月2025年11月2022年5月2024年1月2022年4月华北华北·河北12规划类72026年1-4月新增抽水蓄能装机600MW,抽水蓄能总装机达到5.能470MW,新型储能总装机突破10GW。市场2025年3月转入连续结算试运行阶段，独立储能可报量不报价参与日前和实时市场申报及出清限价为0~1.2元/kWh。可日前预留调节容量参与次日调频。12市场河北南网：10MW以上独立储能可参与二次调频市场，报价范围0~15调频总速率占比不超过总需求的0.3倍。(正处于试运行阶段，储能暂未实际参与)中长期市场河北南网：曲线交易：煤电之外的经营主体申报价格限价范围为0~1.2元/kWh。分时交易：各类经营主体申报价格限价范围为0~1.2元/kWh。11冀北电网：现货连续运行前，参照分时电价政策执行时段划分，明确各类发电企业分时段申报电量峰谷比例要求。现货市场未连续运行前，冀北地区独立储能已入市项目16继续按照市场规则参与交易，未入市项目不再进入中长期市场。冀北和南网地区分别按照20%和15%,2小时配置储能。价1.2倍支付。2025年2月9日后批复的项目不再要求强制配置储能。456容量不低于100MW/2h的独立储能可参与竞争，先建先得。南网7.7GW,北网9政策地图2026上册》政策时间轴②②2022年5月2022年6月2025年11月2025年9月2025年8月2025年1月2025年1月细则(2025年修订2026年4月2026年5月2026年7月版补充修订内2026年1月2026年6月作的通知(征求意2025年11月2023年5月 2024年9月2026年5月2022年11月2024年6月2025年1月2026年5月山西省独立储能市场机制华北·山西省独立储能市场机制华北·山西大类大类细类核心内容示范项目山西省两批次源网荷储一体化试点项目共15个，共配置324.5MW/1298MWh的储能山西实行项目库动态管理机制。要求入库项目须在6个月内实质性开工，12个月内建成并网。出库后重新入库项目取得不动产权证并实质性开工6个项目在建设期和全容量并网后5年内不得擅自转让。仅可延期一次，电化学储能项目不超过6个月，压缩空气、液流电池等不超过12个月。2026年1月新增储能电站省级重点工程项目38截至2026年5月，新型储能项目库在库项目共429个，总规模173.49GWh。截至2026年6月初，新型储能电站总装机容量达到3.1598GW。省能源局市场两个细则：有偿一次调频补偿标准为6元/MW,需求按月度全±0.1Hz~±0.2Hz波动时应提供的一次调频出力，减去火、水、新能源等电源可提供的一次调频出力。从原本三个月过渡期，修改为独立储能电站自并网运行之日起，参与细则管理。一次调频容量从按月确定改为按日确定。单厂务容量暂定不大于50MW。一次调频动作速率K2剔除恢复过程考调频市场：开展5个时段交易，报价范围是中午低谷和晚高峰10-1段为5-15元/MW。调节需求按该时段直调发电需求最大值的5%~15%确定。备用市场：开展5个时段交易，报价范围是晚高峰0~100元/k/kWh、低谷0~10元/kWh。在日前与现货市场、调频市场顺序出清分别优化。489中长期独立储能可按月自愿选择参与中长期交易，上网侧、下网侧分开与；独立储能企业不可作为零售用户或分布式电源由售电公年度集中交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围；多月连续、月度、旬交易限价为95.62-764.93元/兆瓦时；日滚动交易限价为0-1500元/兆瓦时。调节能力不低于5MW/2h,虚拟电厂划分为“市场型”和“响应型”,响应型适用2711以“报量不报价”方式参与现货的新型储能电站被应急调用后，按照充放电价差不低于应急调用补偿价差的原则补偿；以“报量报价”方式参与的，在应急调用后按响应出力段对应报价段2.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册②②2020年6月2025年8月2025年10月2025年11月2026年2月2026年3月2026年5月2026年6月 2025年3月2025年3月2024年12月2024年12月2025年5月深化蒙东电网新能源上网电价市场2021年3月2024年5月2025年6月2022年12月2021年12月2022年4月 内蒙古内蒙古华北华北·2026年内，在电网关键节点、新能源富集地区布局建设7GW新型储能项“十五五”期间预计新型储能装机规模将突破60GW。自治区商务厅示范项目电网侧独立储能电站示范项目清单：发布过两批，共计30个项目，装机规模2.97GW。批未公示，第六批申报中)。专项行动项目清单：发布过两批，共计31个项目，装机规模21.1GW/95.3GWh。7截至2026年7月初，内蒙古巳经建成新型储能超过23GW。自治区商务厅市场现货市场蒙东于2025年10月转入际放电量现货结算电价为所在电气节点的节点电价，实际充电量现货结算电价为全网用户侧统一结算点电价，且需参与各项市场运营费用(除省间损益费用及阻塞费用)相关结算科目的分摊或(以上处于征求意见阶段)价格机制：调频深度价格最小单位为0.1元/MW,不超过调频深度价格上、下限范围。容量约束：调频市场实时出清后，机组预留调频容量，余量参与现货市场划；独立新型储能电站等新型主体中标调频后，当日不受全容量充放电循环次数限结算机制：调频市场相关费用以日清月结的方式结算；调频服务补偿(分费用，与当月电费结算同步完成。费用分摊：电力现货市场未连续运行时，不向用户侧疏导辅助续运行时，调频深度补偿费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网能、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按上网(下网)电助服务费用分摊或分享。蒙西调频市场：容量补偿60元/MW+里程补贴2~12元/kWh,还未正式运行。市场主体可同时参与调频市场和现货电能量市场。同时参与调频市场和现货电能量市场的市场主体，可获得调频容量及调频里程补偿；仅参与调频市场的市场主体仅获得调频里程补偿。26版蒙西调频市场(征求意见):开展方式：调频市场每4小时为一个交易时段，全天共6个交易时段。每一时段电能量市场或调频市场，参与调频市场时储能充/放电量按现货电能量市场价格结算。容量需求：暂定上、下调频需求取值范围分别为对应时段直调发电负荷预测最大值的1%-5%,而新型经营主体在其中最高占30%。价格机制：调节里程申报价格在08:00-20:00为2-18元/MW,20:00-08:00为2-15格上限为15元/MW。储能调频市场出清时SOC限值为20%-80%。量价补偿：包括煤电机组和独立新型储能电站，补偿费用总额上限为1亿元。其中，独立储能用于补偿充电费用高于放电费用的损失。费用分摊：由省调直调公用煤电机组、风电场、光伏电站、独比例进行分摊。128中长期市场燃煤机组中长期交易限价向上浮动原则上不超过燃煤发电基准价格的20%,新蒙西：发电单元电价参照燃煤发电、用电单元电价参照一般行业用户进行结算。蒙东：可自愿选择参与中长期交易，作为发电侧、用电侧两种角色参与市场，分别采用相应的中8配储要求能源所发电量占总用电量的比例不低于35%。标准。6租赁参考标准。62025年度纳入建设清单的独立储能，向电网放电量的补偿标准为0.35元/kWh,容量补偿执行时间为10年；纳入建设清单的要求是4小时以上。2026年度纳入建设清单的独立储能，向电网放电量的补偿标准为0.28元/kWh,原则上日内全容16量充电次数不得超过1.5次。政策地图2026上册⑤⑤2024年5月2025年8月2025年2月2025年1月2025年12月2026年1月2026年4月2026年6月2025年10月2025年9月场2025年整月结2024年5月2025年11月2024年12月2024年6月2021年6月2023年6月2024年6月2026年3月河南河南华中华中·示范项目截至目前，河南共发布十七批次共933个源网荷储一体化项项目应于取得接入系统批复意见书6个月内开工，15个月内建项目管理期未开工或建成投运的，需重新办理相关手续。同一投资主体存在三个及期未开工的，将纳入信用记录，依法依规开展失信惩戒。同一规容量项目逾期未开工的，将从严控制储能项目规划指已建规模截至2026年3月底，全省储能装机容量311万千瓦，同比装机增加105万千瓦。河南能监办2025年10月转入连续结算试运行阶段。独立储能可报量不报价参与现货，申报和出清价格范围：0.05~1.2元/kWh。日前上网电量接受储能电站所在分区的发电侧日前现货价格，下网电量接受日前现货全网发电侧加权平均电价。实时市场按日前曲线调用，执行偏差结现货补偿：若因电网原因造成实时曲线与日前曲线不一致，偏差盈利自留，损失按日12前应得收益进行补偿。储能补偿：独立储能因现货价差偏小导致每万千元的予以补偿(即0.765元/kW)。调峰市场：容量不低于10MW/2h,市场初期偿上限为0.2元/kWh。调频市场：容量不低于10MW/2h,申报价格围为额定容量3%～7.5%,独立储能申报调频容量范围为额定容量的10%~15%。11容量，剩余发电空间按现货市场出清规则确定日前发电计划。中长期有关事项：独立储能参与中长期交易时，作充电电量的2倍，作为发电企业日交易上限不得超过最大充电电量的时段交易，年度集中竞价交易暂按3段式报量报价开展，各段电价差不低于10元/MWh,各段最大最小电量比不大于3:实施细则：省内中长期交易(含电网企业代理购电交易)应实现带曲线签约、分时段15结算。按照自然日24小时将中长期市场交易标的划分为24个时段，形成中长期合约19分时曲线，逐步推动实现该时段与现货市场衔接；经营主体可在订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。对直接参与市再人为规定分时电价水平和时段，由市场交易形成分时电价。独立储能发电单元、用电单元在同一交易交割周期同一时段，不能同时卖出或买入电量。3对新能源配储、用户侧储能提供奖励，容量需在1MWh以上，2024全年调用不低于350次，对条件具备的项目探索按日“两充两放”运行。62.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册特殊机制：创新竞争性配储与反向配储政策，投建网侧独立储能可2024年1月2024年1月2025年10月2025年4月2025年3月2024年12月则公开征求意见的通2025年11月2025年12月2026年1月(152026年4月2026年7月《湖北省国民经《湖北、江西、重庆电2024年12月2023年10月2023年6月2023年9月2026年4月中关村储能产业技术联盟湖北省独立储能市场机制湖北省独立储能市场机制顶层到2027年：全省新型储能总装机达到5GW。到2030年：全省储能装机达到17GW,新型储能总装机达到8GW。14截至2025年8月底，投运新型储能2.48GW。省人民政府2025年6月转入正式运行。独立储能可参与电力现货市场，/kWh,出清价格范围0~1.2元/kWh。独立储能“报量不报价”参与申报充放电功率曲线，连续充或放电次数不超过“两充5调峰：4MW/1h以上的独立储能可参与，申报价格上限为0.2元/k调频：5MW/2h及以上新型储能在内的新型经营主体可参与，调频里程申报价格范围为5~15元/MW,参与调频的K值应不低于0.6。独立储能单体量的10%~20%。新型经营主体合计中标调频容量之和不超过调频容量总需求的30%。不受调度单独调控的新能源场配建储能，可与风(以下为征求意见阶段)备用：初期根据供需比的不同，报价下限为0元，上限的范围为5-120元/MWh。备用4容量申报范围为5MW~最大实际可用容量。新型储能、虚拟电厂等新型经营主体合计8中标备用容量之和不超过备用容量总需求的5%。备用违约金优先用于备用服务补15爬坡：日前申报，各时段内能够满足单向爬坡持续时间要求的爬坡服分钟),不需要进行报价。出清价格范围0~1.5元/kWh。新型储能：爬坡速率≥100%Pn/30s,爬坡精度≤1.2%Pn,单向爬坡持续时间≥10s,Pn为新型储能的额定容量。市场衔接：交易顺序为日前现货确定开停机计划，调频预出清后中标机组需预留一定比例上下调节容量，扣减中标调频容量后参与备用市场出清，中标备用机组需预留一定比例向上调节容量，在预留调频容量和备用容量后，剩余发电空间按现货出清规则6竞争性配储：竞争排序设定了4项指标和1项加分项，与储60%,若新能源企业投建网侧独立储能可获得最高10分的加分配储要求反向配储：省级新型储能示范项目在20按照20%/2h(2.5h)配置储能作为基础条件，之外自愿配置的作为竞争条件。39(价格/年限)3对独立储能建立容量补偿机制，定期公布纳入清单，享受补偿的不得租赁考核：年内发生三次容量扣减情况，取消补偿资格。若充放电次240次，压缩空气<180次)当年容量电费回收20%用于冲抵系统运行费。2.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册株洲市株洲市商业模式：盈利依赖行政价差+调峰补偿+调频市场(试运行),同日现货市场和调频辅助服务市场互斥，2026年行政价差和2024年3月2024年5月格政策有关工作的通2025年12月2026年2月2026年4月2026年5月2026年7月2024年9月2025年10月2024年10月目管理有关事项的通2025年8月2022年9月2021年10月2024年4月2025年10月规则(试行)》2023年12月 华华中·湖南装机目标3项目管理已建规模2025年10月进入连续结算试运行。独立新型储能不小于5MW/10选择报量不报价方式参与，申报价格范围为0~0.9元/kWh,独立储能务。充放电电量按照所在节点的节点电价结算，独立新型储能充价和政府性基金及附加。因电网调度调整充放电曲线导致电能量收额独立新型储能补偿费用，收益非负则不补偿，并按月度实际用电量比例向电力用户分摊(7月最新版政策取消了这一补偿)。两个细则：容量不低于2MW/2MWh,独立新型储能调峰补偿标准为3次调频小扰动补偿标准为200元/MWh,大扰动补偿标准为10补偿标准为450元/MWh,无功服务补偿标准为50元/MVarh(迟相功中标容量占总需求比例上限为40%。储能、虚拟电厂暂不参与分摊。7中长期市场交易价格在“分时段交易基准价+上下浮动”范围内配储比例：风电、集中式光伏发电项目应分别容量。12议。1价格机制说明：1.右侧市场机制梳理表中，依据政策的编号对应左侧2.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册商业模式：现货市场(正式运行)+容量补偿+调频市场为核心，2026年5月开放电网侧独立储能以放电身份单侧参与中长期2024年5月2024年5月2025年12月2025年11月稿)》2026年1月2023年1月行)》2025年6月2026年4月2026年5月2025年7月2024年12月2023年8月2024年1月2026年4月2026年3月容量补偿机制的通知(试行)》2024年8月2023年5月2026年3月中关村储能产业技术联盟西西北·甘肃装机目标到2025年底，新型储能装机超过6GW;到2030年装机达到15GW。2已建规模截至2026年5月，新型储能并网规模达9.66GW。2024年9月转入正式运行。电网侧储能以“报量场，条件成熟时，可自愿选择以“报量报价”方式参与日前现货市场。日12申报价格范围：0.04~0.5元/kWh;出清价格范围：0.04~0.65元/kWh。里程报价，报价上限暂定15元/MW,K=(2×K中长期市场2026年5月起，电网侧储能以河西地区：第一批10%、2h,第二批15%、4h,其他地区：第一批5%、试点项目规模应小于6MW,河西按15%、4h配储，河东按10%35电费=申报容量(可靠容量以下)×容量电价×容量供需系数(不超过集中调用补偿：储能按需调用补偿费按照“先充后放”的原则，调度间分时充放电量(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。配建储能调度机构按电价格机制执行。说明：1.右侧市场机制梳理表中，依据政策的编号对应左侧2.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册2021年7月2021年7月2025年9月2025年9月2025年12月2022年5月2024年11月2026年6月2026年4月2025年1月2026年4月2025年6月2023年2月2024年12月2023年12月2026年3月西西北·宁夏规划类规划类市场中长期市场取消人为规定分时电价水平和时段。13调峰辅助服务原0.6元/kWh;196号文后降至火独立储能10MW/2h以上，调频里程申报价格范围暂定为5-15元SOC需处于30%-60%区间。旧版：独立储能10MW/2h以上可参与，日前无需申报，价格为主体预留爬坡容量对应的机会成本，上限为现货出清价格上限。储能爬坡速率为额定功率×5%。2.0版本取消爬坡辅助服务市场。调频与现货独立运行。日前经营主体申报调频里程价格，实时市市场衔接实际调频容量组织调频市场。待条件具备后，实现调频市场和电力现货市场联合出15配储要求支持4h以上长时储能，容量租赁可按1.2倍折算配储规模。“一体化”项目中配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，也不得8有效容量：电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用100元/千瓦年执行，2026年1月起按照165元/千瓦年执行。(征求意见巳结束)容量电价标准：煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准2025年10月至12月按照11100元/千瓦年执行，2026年1月起按照165元/千瓦年执行。供需系数：容量供需系数为容量需求与总有效容量的比值，最大取1。分摊原则：由区内全体工商业用户月度用电量和发电企业月度外送电量按比例分独立储能损耗电量承担输配电价(免收基本电费)、系统运行费、上网环节线损费用6已取消“每年调用完全充放电次数不低于250次”的规定。13市场力防控应急调用补偿政策地图2026上册西宁市西宁市海东市海东市2022年11月2022年11月2025年10月2025年10月2025年10月2025年10月2025年12月2026年2月2026年2月2026年7月2026年7月⑥2025年6月2024年12月长期市场实施细则(2026年修订版(征2021年1月2023年10月2022年11月则(试行)》示) 依据政策细类依据政策细类核心内容规划类已建规模55市场价格机制：申报和出清报价范围为0.08~0.65元/kWh。12调频市场：10MW/2h以上共享储能电站可参与，K间，取消调峰市场。7中长期分时段交易各时段申报价格的限额可统一设置为0.08~0.65元/k89电源侧按照配套新能源装机的15%、2小时配置储能，负荷侧按照用电负荷的5%、2小时建储能设施，综合储能设施及可调节、可中断负荷，项的20%、2小时配套调节能力。4未按期足额配建储能的新能源企业，必须向独立储能开展容量6全省容量供需系数：2026年为0.92。有效容量：申报容量不得超过其可靠容量，可靠容量=机组额定容量×(1-综合率)×Min(满功率放电时长/系统净负能综合厂用电率暂按21.53%、10.39%计算，系统净负荷高峰时段取8小时。分摊原则：由区内全体工商业用户月度用电量和发电企业月度外送电量按比例分首批获得容量补偿机制的项目共有14个，包括4个燃煤项目、1100MW/200MWh,折合容量补偿机制应保障可靠容量为22.4MW。政策地图2026上册2023年5月2023年5月⑧2025年7月订2025年8月算试运行工作指引2026年5月2023年8月细则(暂行)》2025年6月2024年8月2023年7月2023年5月2022年3月2026年3月2025年7月《新疆电力辅助服务市AA西北·西北·新疆装机目标到2025年，全区建成并网新型储能规模约5GW。1已建规模截至2025年底，新疆电网新型储能总装机达20.15GW/70.54GWh。国网新疆2025年10月转入连续结算试运行。独立储能以报量不调峰补偿：在全网弃风弃光时段根据电力调度量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时；其放电量按照0.25元/再享受容量电价补偿。实时调峰市场：报价上限为0.262元/kWh。新疆电力现货市场运行期间，不再开展与现货市场并行的调峰服务交易。调频市场：独立储能容量不少于10MW,调频市场报价上限为15元/场采用日前申报预出清，日内滚动出清、实时调用的方式开展。市场市场与现货市场独立出清，具备条件时推动与现货市场联合出清。备用服务：备用服务交易采用日前申报出清，日内按需调用的方式开展。市场初期，备用服务市场与现货市场独立出清，具备条件时推动与现货市场市场运行时，因参与备用辅助服务市场产生的电能量费用，按该时段对应的电力现货实时节点电价计算。295MW/2h及以上独立储能企业可参与。独立储能充电时等同批发用户，充电电量不承3担输配电价和政府性基金及附加，放电时等同于发电企业。独立储能参与年、月、月8内市场时，批发用户电量视为充电合同，发电企业电“一体化”项目调峰能力应不低于用电侧负荷的15%(即新能源装机规模的10%)、持续时间不低于2小时。32南疆四地州独立储能项目全年完全充放电次数≥100次(2023年标准),北疆地区建议≥120次。2政策地图2026上册市③③2024年4月⑤2024年12月2024年9月2026年3月2026年5月2025年12月2026年6月2026年6月2021年6月方案(暂行)(征求意2026年7月2024年3月案2026年2月2024年7月2025年12月⑧核心内容依据政策356核心内容依据政策356装机目标示范项目示范项目2025年1月转入连续结算试运行。直接参与电能量市场的独立储能最低容量要求为6MW/2h。采用“报量不报价”或2“自调度”方式运行，独立储能仅参与日前电能量市场。市场初期，独立储能可自主8选择参与电能量现货市场或调频辅助服务市场，二者暂时不能同时参与。现货市场申12报及出清价格上限、下限为0-1元/kWh。日前报价、日前预出清、日内分小时出清并实时调用的模调频服务：申报价格0-15元/MW。现阶段，陕西调频市场与电力现货市场分步出清，待条件具备后，实现调频市场和电力现货市场联合出清。k=0.2×容量要求：新型经营主体单个AGC单元的10%;全网新型经营主体中标调频容量之和不超过系统调频容量需求值的357中长期直接参与电能量市场的独立储能最低容量要求为6MW/2h。独立储能可选择参加年4度、月度、月内(多日)周期的交易，与其他经营主体通过双边协商交易、集中交易7方式达成交易。年度交易各时段申报价格上、下限暂定为每千瓦时0.4254元、0.19元，月度(多月)交易各时段申报价格上、下限暂定为每千瓦时0.52元、0元。10鼓励新能源企业和独立储能企业签订5-10年以上长期租赁协议。3从2021年起，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机容量配套储能设施；新增集中式光伏发电项目，关中地区和延安市按照10%、榆林市按照20%装机容量配套1储能设施。时长2小时及以上。确定了15个项目，共202万千瓦/608万千瓦时(2.02GW/6.08GWh)纳入第一批电网侧独立储能建设清单。对列入清单2026年底前享受容量电价政策。 泰州市泰州市市市通市南州苏无钨市常州市常州市⑦2025年8月2025年7月2024年12月2024年8月2024年7月2024年6月2026年3月2026年3月2024年3月2025年11月 2025年10月2025年11月2022年8月2023年7月2025年9月2023年8月 华东·江苏细类核心内容依据政策装机目标示范项目到2027年，全省新型储能规模达到5GW左右(其中电网侧3.5GW,用户侧1GW,电源侧0.5GW)。1236调频市场：10MW及以上的独立新型储能及虚拟电厂可参与。市场申报、日前预出清、日内滚动出清、实时调用方式。调频里程报价范围为0.1~15元/MW。参与调频的储能电站需在电能量市场中预留50%电量，当日不得参与其他辅助服务市场。储能可申报调频容量上、下限为额定容量的50%~25%。K=0.5×K1+0.25×K2+0.25×K3,K<2。两个细则：新型储能可参与的有爬坡补偿1000元/MW、储能已作为新型经营主体纳入中长期市场，独立储能在业身份参与中长期交易，在充电时段按电力用户身份参与中长期交易。陆上风电、海上光伏等可再生能源电厂均应按要求配置或购买功率不低于10%、时长2小时的新型储能设施(服务)。《江苏省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》鼓励新能源项赁储能设施，配置储能不作为新建新能源项目核准、并件；2025年6月1日前已并网的新能源存量项目继续执行原配79价格和费用由各投资主体自主协商确定，鼓励签订与新能源项目全寿命周3电价格为燃煤基准价(0.391元/kWh),按上网电量顶峰补贴(2023~2024年0.5元/kWh,2025~2026年1月0.3元/kWh)。其他月份：累计调用时间≥320h,全天一充一放，充电价格按60%燃煤基准价(0.23466元/kWh),放电价格按燃煤基准价，无上网电量补参与现货期间，不再执行该机制。(现货已连续试运行，行政价格机制失效)政策地图2026上册2021年11月2021年11月82025年11月项的通知(征求意见⑫2026年2月2025年8月2023年9月2025年7月2025年6月2025年3月2024年4月2022年6月132026年6月2025年11月2026年2月版)《浙江电力中长场实施细则(3.1浙江华华东·大大类细类核心内容依据政策装机目标项目管理建设计划已建规模752025年8月转入正式运行。电网侧储能自愿参与-0.2~0.8元/kWh,市场出清价格范围建议为-0.2~1.2元/kWh。现货和调频二选一。10调频市场：调频市场交易采用“日前报价、时前出清”的在竞价日交易前发布调频需求(1GW)及储能容量上限(200MW),69需要进行调整。储能申报的调频容量不得低于自身容量的80%,入选部分储能电站不再参与电能量市场。调频定价排序价格=调整后里程报价×系统历史单位容量小时里程+调整后的实际机会成本。调频里程出清价格最高为15元/MW,历史综合K值69两个细则：现货市场运行期间，已经在现货市场中获得补偿的辅助新版两个细则不再重复补偿，确保“不重不漏电力中长期交易主要开展电能量交易和绿电交易，交易周期主要包括年度、月度以及月内(旬、多日),交易方式主要包括双边协商交易和集中交易两种，绿电批发交并网的近海风电、集中式光伏项目，按不低于发电装机容量的3可分期租赁，每期租赁期限一般不少于5年，鼓励签订10年以上长期租赁协议，租赁价格可逐年协商。3补偿方法：容量补偿资金总额7.15亿元，分配对象为11个设区市目建设计划，且在2024年6月30日前完成并网的电网侧新型储能项目开展补偿，总规模不超过1.3GW。资金分配采用因素法(按权重设置了3个因素),年。分配结果：列入建设计划清单的项目总规模达2149MW,资金分配给绍兴、杭州的总额最大为1.485亿元，其次是金华1.1亿元。24价格机制电时段的，价格都按低谷价格执行。放电价格按煤电基准价执行。相应价差由全体工商业用户承担。损耗电量需承担输配电费和政府性基金及附加，上网电量对应的充电做好调度运行与现货市场衔接，参与现货后不再执行临8对于储能设备等所有提供电能市场参与者当其在交易期间产生的总收入无法覆盖其报成本、空载成本等)时，需计算成本补偿费政策地图2026上册淄博市淄博市量)或二选一。2022年3月2022年3月82025年9月2025年12月2026年3月2026年4月2024年2月务市场交易规则(试2022年9月2023年8月2023年7月2024年7月2021年4月2024年8月2023年11月2025年7月2024年5月山东山东华华东·示范项目自2021年起开展示范项目申报遴选，2022年29个项目3.1GW,2023年53个项目6.96GW,2024年87个项目16.33GW,2025年96个项目18.63GW。截至2026年4月，山东新型储能在运规模达到11.2GW。省能源局场，申报价格范围：-0.8~1.3元/kWh,出清价格范围：-0.1~1.5元/k调频市场：允许独立储能参与。里程价格范围为0.1~12元/MW,7136号文之前规定，新增集中式风光项目原则上按照不低于10%/2h比例配建或租赁储能设施。1先按0.0705元/kWh收取用户侧市场化容量补偿费用，新型储能再按月度市场化可用容量占比分配费用。可用容量=储能电站核定放电功率×K×H/24及备用状态下的小时数/24,H为电站核定放电功率下最大连续放电小时数。为负时，则给予运行成本补偿。合理收益率π说明：1.右侧市场机制梳理表中，依据政策的编号对应左侧时间轴中的政策名称，如有需要，可检索政策原文查看详细内容。2.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册卸设市市州宿准北市安庆市。市州毫淮南市》政策时间轴⑤⑤2024年5月2024年9月2026年4月算实施细则(第6.22025年12月2025年12月函2024年11月2023年2月运行稿)》2022年8月规划(2022-20252023年5月2024年4月2026年5月务市场实施细则(试行)》2025年8月2025年5月2025年1月2024年12月2026年3月 安徽华东华东·到2025年，全省新型储能累计装机规模不低于3GW;到208装机规模不低于4.5GW,力争达到5GW。截至2026年4月底，新型储能累计并网装机406万千瓦/848万千瓦时储能电站35座，装机67万千瓦/93万千瓦时；电网侧储能电站23座/400万千瓦时；用户侧储能电站122座，装机110万千瓦/355万千瓦时。市场(征求意见阶段)选一)调频市场：1MW/1h以上独立储能可参与，里程价格范围1~6元/MW。调频容量之和不超过调频容量总需求的50%。新型经营主体50%,下限为10%。K=0.4×K1+0.4×K2+0.2×K3。25MW/1h及以上独立储能可自主选择发、用电侧市场经营主体身份参与报价。交易各时段价格在“基准价格+上下浮动”范围内，上下浮动范围不超过20%。95紧急(现货运行后未执行)迎峰度夏/冬：调用市场≥240h或120次，充电价格为0,放电价格为0.3844元/kWh(燃煤基准价),顶峰补偿≤0.2元/kWh(按上网电量补偿)。356政策地图2026上册商业模式：进入市场前给予了市级放电电量补贴、设备一次性投资奖励，储能参与市场情况有限，可参与中长期、日前现2020年4月2020年4月2025年1月2025年5月2026年2月2026年1月施细则(结算试运行2025年5月2025年1月(2025-2030年)》2025年6月2024年5月2025年9月⑤2025年1月上上海华华东·示范项目截至目前，已经征集过两批独立储能电站项目，2025年首批独立储已发布，共8个项目入列，规划总装机容量达414.5MW/1478MWh。4已建规模截至2025年5月，上海目前储能装机约30MW/70MWh。市场准入门槛：5MW/1h及以上的独立储能、虚拟电厂可价格机制：现货市场申报及出清价格最新规定上下限为0~1.4元/kW算方案上下限为申报0~1.5元/kWh、出清0~1.8元/kWh)556市场仅有调峰市场，明确市场初期仅火电厂厂内配套场成熟后另行制定规则准入。调节容量为1MW格上限为0.1元/kWh。目前调峰市场已通过现货实现。暂无调频市场规则，按长三角两个细则进行考核补偿，AGC/MW月、360元/MW月，里程补偿3元/MW;一次调频按600元/MWh补偿。17放电时长不少于2小时),允许容量租赁。未执行)调用次数：迎峰度夏(冬)期间，原则上全容量充放电调用次数不低于210次；6说明：1.右侧市场机制梳理表中，依据政策的编号对应左侧时间轴中的政策名称，如有需要，可检索政策原文查看详细内容。2.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册20222022年4月2022年5月2023年8月2025年3月行)(2022年修订⑥2025年12月2026年3月《福建省电力辅助服务2025年10月2026年6月2026年1月系年度汇编(2025年)》2026年1月案2025年12月修订版》2026年3月年修订版》本规则(2025年修订 华东·福建“十四五”时期装机目标达到60万千瓦以上；暂未设置“十五五”时期阶区间为0~1000元/兆瓦时。48二次调频：区分快速动作区、慢速动作区和紧急动作区；采用日前报价、日内分时段按边际价格出清，调频单元自主申报分时段调频容量及价格，1申报价格区间0.1~6元/MW;结算采用基于调频里程的单一制价格机制。4调峰市场平均出清价格进行结算。在独立新型储能电价政策明确后定电价中包含调峰等辅助服务费用，相应调峰等辅助服务不中长期各时段售电限额按其每小时最大可发电量扣减厂用确定，储能厂用电率为3%。交易价格通过市场形成，逐与现货限价相同，双边协商交易的交易价格由货市场运行期间批发用户按照市场化交易形成的分68逐步推动建立市场化容量成本回收机制。42025年4月2025年4月版))82025年10月华华东·江西20%。到2035年，力争实现全省新型1示范项目2025年公布第一批试点项目，总规模4.5GW/10.24GWh。4截至2024年初，抽水蓄能装机1.2GW,新型储能0.457GW。2025年10月转入连续结算试运行。独立新型储能和有独立并网点和计量点的新能源配建价”方式参与现货交易，申报和出清价格限价区间-100元/MWh~1200元5/MWh,在调频时段不同时参与电能量市场出日前市场以96点出清，实时市场每5分钟为一个交易出清时段。调频：5MW/2h及以上新型储能在内的新型经营主体可价格范围为5~15元/MW,参与调频的K值应不低于0.6。独立储能单体申报容量限定在额定容量的10%~20%。新型经营主体合计中标调频容量之和不超过调频容量总需求的30%。不受调度单独调控的新能源场配建储能，可与风电、光伏联合参与调频辅助服务市场。(以下为征求意见阶段)/MWh。备用容量申报范围为5MW~最大实际可用容量。新厂等新型经营主体合计中标备用容量之和不超过备用用违约金优先用于备用服务补偿。爬坡：日前申报，各时段内能够满足单向爬坡持续时间要率(MW/分钟),不需要进行报价。出清价格范围0~1.5元/kWh。新型储能：爬坡速率≥100%Pn/30s,爬坡精度≤1.2%Pn,单向爬坡持续时间≥10s,Pn为新型储能的额定容量。市场衔接：交易顺序为日前现货确定开停机需预留一定比例上下调节容量，扣减中标调频容量后参与备用市场出清，中标备用机组需预留一定比例向上调节容量，在预留调频容量和备用容量后，剩余发电空间按现货出清规则确定日前发电计划曲线。528中长期交易的标的物为48个交易时段。年度双边不限价，“D-2”日各时段交易限7价为0~1.2元/kWh,月度集中交易及滚动撮合挂牌交易限价规则未调用机制独立储能每年调用充放电次数原则上不低于350次。32.核心内容中蓝色文字为2026年新增部政策地图2026上册东沙群岛中山市珠海市商业模式：现货市场(正式运行)+区域调频市场为核心，调频市场是广东的核心收益点，南方区域2026年新版规则(征求》政策时间轴》政策时间轴2023年3月2023年6月2023年6月2025年6月2026年2月2026年4月2026年4月2026年5月2026年5月则(2026年修订)》务市场交易实施细则2025年6月2025年9月2025年4月则(2025年修订)》2025年9月施细则(2025年版)的2025年7月2023年9月场交易细则(试行)》2024年7月广广东已建规模截至2026年2月，广东省新型储能装机规模达5.4GW。省能源局建设单位应承诺在纳入建设计划后一年内开工建设，两年内全容量并网投产。广东省2024年度新型储能电站建设计划滚动调整项目进展情况：共包模17.3GW/34.8GWh的储能项目。2025年共有209个项目申请纳入年规模41.81GW/84.59GWh,相比较2024年申报总规模16.93GW/34.147.6%(以GWh计算)。79市场调频市场：位于广东、广西、贵州、海南境内的独立储能可参与。采用日前竞价日内统一出清模式交易，独立储能申报容量的上限为分布区调频需求的20%。里程申报范围为3~15元/MW。引入现竞争差异。独立储能预安排中标时段不可参与现货出清。新版征求意见：独立储能可同时参与调频和现货，采用分步出清方SCUC确定开机组合，以此作为调频日前预安排的边界条件；SCED的边界条件。调频在运行日以1h为周期开展正式出清，日内实时现货SCED的边界条件。区域调频需求=0.8~1.5%负荷预测最大值+0.8~3%新能源预测最大值。边际替代率中内部竞争得分分为基础和奖励得分两部分，奖励得分主幺值(即储能申报容量占其装机容量的比例)决定，容量申报比例越小越能够得高分，此举主要针对南方区域调频中标集中度过高的问中长期交易实行大额申报制度，按照“绝对价格+曲线”的模式组织签订含分时价格的年度合同，25年交易上下限：0.372~0.554元/kWh。可参与年度/多月/月度/月内双边协商、集中竞价、挂牌全品独立储能净合约、分时合约、累计交易量三重约束。8根据广东电网测算，广东调频市场总规模需求空间约1~1.5GW,占统调负荷1%,系统调频能力相对充足。广东新型储能主要为调峰需求，近期总需求规模7说明：1.右侧市场机制梳理表中，依据政策的编号对应左侧时间轴中的政策名称，如有需要，可检索政策原文查看详细内容。2.核心内容中蓝色文字为2026年新增部分。政策地图2026上册2022年12月2022年12月⑤2025年6月2026年5月实施方案(2026年)(征求意2026年4月施细则(2026年V1.02026年4月 2025年9月2025年12月2024年7月2023年4月措施(试行)》2024年12月2025年1月2023年5月划(2023-2030年)》⑨ 华华南·广西机规模不低于2GW。32025年6月南方区域转入连续结算试运行。广西融入区域现货，独“报量报价”或“报量不报价”方式参与。申报价格范围为0~0.75元/kWh,出清价7格范围为0~1.125元/kWh,南方区域二级限价0.695元/kWh。采用三部制结算机10制，储能充放电均按节点电价结算。调频现货不可同时参与，二选一。12l8示范项目参与调峰辅助服务的补偿标准为396元/MWh,暂不参与调峰辅助服务费用l8调频市场：位于广东、广西、贵州、海南境内，由地市级调管的，的独立储能可参与。采用日前竞价日内统一出清模式交易，独立储能申报容量的上限为分布区调频需求的20%。里程申报范围为3~15元/MW。引入现竞争差异。独立储能预安排中标时段不可参与现货出清。新版征求意见：独立储能可同时参与调频和现货，采用分步出清方SCUC确定开机组合，以此作为调频日前预安排的边界条件；SCED的边界条件。调频在运行日以1h为周期开展正式出清，日内实时现货SCED的边界条件。区域调频需求=0.8~1.5%负荷预测最大值+0.8~3%新能源预测最大值。边际替代率中内部竞争得分分为基础和奖励得分两部分，奖励得分主幺值(即储能申报容量占其装机容量的比例)决定，容量申报比例越小越能够得高分，此举主要针对南方区域调频中标集中度过高的问独立储能企业按规定办理注册手续后，按照单一独立主体身份参与市场，以参与月度、月内、现货市场等短周期市场交易为主，暂不参与各类年度交易让交易。9储能企业按每日2次充电、2次放电(1次充电或放电按2小时计算)的原则对发/用电10储能发/用电交易单元月度净合同电量上限=注册容量×2×2×当月天数。346租赁合同有效期原则上不少于2年；1232企业，上网电价暂参照广西燃煤发电平均基准价0.4207元/kWh执行。(进入南方区域现货市场后，该机制取消)。22示范项目有效全容量调用充放电次数原则上不低于300次/年；示范项目有效全容量应低于2小时，在不更换主要设备的前提下完全充放电次数不应低于6000次，充放电深度2苗族自治县陵水黎族②②2021年3月82026年5月行实施方案(2026年)(征求意⑨2026年6月《关于推动我省电网侧2026年6月2026年7月《关于公布海南省20262026年2月 (2025年V11版》《海南电力市2022年1月2026年4月稿)》2025年3月运行3.0版)2025年9月2025年12月 华华南·海南已建规模截至2026年6月，已投产储能、在建配储容量159.75万千瓦。11“报量报价”方式。参与市场电荷状态上下限为5%-95%。申报价格区间为5独立储能自主选择参与辅助服务市场或现货市场的时段场中标时段，不再参与电能量市场出清，参与辅助服务市放电量按其节点现货价格分时结算。10MW以上的独立储能可参与。采用日前竞价日内统一出清模式交易，独立储能申报容量的上限为分布区调频需求的20%。调频里程申报上下限3-15元/MW。引入边际替代率系数，体现竞争差异。独立辅助服务不可参与现货出清。K=0.5×K1+0.25×K2+0.25×K3。5接，日前现货SCUC确定开机组合，以此作为调频日前预安排的边界条件；再以此为日前现货SCED的边界条件。调频在运行日以1h为周期开展正式出清，日内正式出清结果作为实时现货SCED的边区域调频需求=0.8~1.5%×负荷预测最大值+0.8~3%×新能源预测最大值。边际替代率中内部竞争得分分为基础和奖励得分两部分，奖励得分主要由申报容量标幺值(即储能申报容量占其装机容量的比例)决定，容量申报比例越小越能够得高分，此举主要针对南方区域调频中标集中度过高的问题。中长期独立储能以充电和放电两个独立交易单元参与中长期电易单元参照用电侧购电单元管理(不可被售电公司代理),放电交易单元5政策地图2026上册彭水苗族茴族自治县杂节县杂节县2023年12月2023年12月④2024年10月2025年11月2026年7月则(备用及爬坡)(征2025年5月2022年12月务市场运营规则》2025年4月2025年12月2019年4月2026年3月AA西南·西南·重庆细类核心内容依据政策现货市场体全电量参与电力现货市场。为5~15元/MW,参与调频的K值应不低于0.6。独立储能单体申量的10%~20%。新型经营主体合计中标调频容量之和不超过调频容量总需求30%。不受调度单独调控的新能源场配建储能，可与风电、光伏联合参与调频辅助服务市区域调峰：川渝一体化调峰市场可在全年范围全时段按需开展。独立储能可参与申(以下为征求意见阶段)1容量申报范围为5MW~最大实际可用容量。新型储能、虚拟电厂等新型经营主体合计4中标备用容量之和不超过备用容量总需求的5%。备用违约金优先用于备用服务补5爬坡：日前申报，各时段内能够满足单向爬坡持续时间要求的爬坡服务速率(MW/分钟),不需要进行报价。出清价格范围0~1.5元/kWh。新型储能：爬坡速率≥100%Pn/30s,爬坡精度≤1.2%Pn,单向爬坡持续时间≥10s,Pn为新型储能的额定容量。市场衔接：交易顺序为日前现货确定开停机计划，调频预出清后中标机组需预留一定比例上下调节容量，扣减中标调频容量后参与备用市场出清，中标备用机组需预留一定比例向上调节容量，在预留调频容量和备用容量后，剩余发电空间按现货出清规则中长期旧版：储能企业可参与，集中竞价最多分三段申报，单段电量占比超过申报总量20%为有效报价。8新版：所有中长期交易统一24时段报价、出清、结和时段；月内D-2滚动撮合改为自然日连续开市，全天可随时申报调整合33政策地图2026上册达州市雅安市雅安市商业模式：现货市场(连续结算试运行)+辅助服务市场(调峰、调频、备用，即将放开)+投资补贴为多元收益，》政策时间轴2023年9月2024年2月2024年12月2025年1月⑤2025年10月2025年9月建图强链发展规划(2025-2027年)》2025年8月2025年3月2025年12月2025年12月案》、《四川电力市场规则体系2026年4月划纲要 西南西南·四川顶层27个项目规模为3.02GW/8.24GWh,第二批35个项目规模为3.45GW/7.425GWh。33786已于2025年11月转入连续结算试运行阶段。独立储能暂以报量不报价方式参与现货，申报及出清价格限价范围均为-0.05~0.8元/kWh,独立储能以每15分钟的现货实时市场出清系统电价结算。独立储能应申报运行日分时场的意愿，同一时段仅可参与三个市场之一。市场结算(试)运行期间，低谷调峰、启停调峰等类似功能市场不再运行。低谷调峰市场：独立储能不低于5MW/1h,虚拟电厂可调容量不低于5MW/0.5h。申报价格上限为0.35元/kWh,独立储能允许偏差系数为0.02,虚拟电厂为0.2。24小时启停调峰市场：仅有不低于300MW燃煤机组可参与。调频市场：不低于5MW的独立储能可参与。调频市场在备用市分时段出清、日内按需调用方式展开。调频需求原则上不超过当4%。里程报价和出清上限为5元/MW,独立储能可调频容量申报范围0%~100%。综合性能系数K=(2×K1/K性能最优水电分项参数1+K参数2+K3/K最优水电分项参数3)/4。每个分段周期内，独立储主体中标调频容量之和不超过调频容量需求的30%。备用市场：不低于5MW/1h的独立储能可参与。备用价格申报上限为0.1/kWh,独立储能申报备用容量范围5MW~自身可用容量。各主体