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• 浙江省发改委发布《省发展改革委省能源局关于优化迎峰度夏期间电网侧储能价格机制的通知》
• 内蒙古自治区能源局再次发布《内蒙古自治区增量配电业务管理细则（征求意见稿）》和《关于促进增量配电网高质量发展的若干措施（征求意见稿）》
• 广东省广州市工信局印发《广州市虚拟电厂高质量发展实施方案》
• 四川发改委发布《四川省节能减碳和能源结构优化省级预算内基本建设投资专项管理办法》
• 安徽能源局公开征求《关于做好新型储能调度运行结算工作的通知（征求意见稿）》意见
• 云南省能源局征求《云南省虚拟电厂建设管理办法（试行）（征求意见稿）》意见

地方政策及要闻

浙江省发改委发布《省发展改革委省能源局关于优化迎峰度夏期间电网侧储能价格机制的通知》

8月13日，浙江省发改委发布《省发展改革委省能源局关于优化迎峰度夏期间电网侧储能价格机制的通知》。其中提出，2025年7月1日至9月15日，电网侧储能项目充电价格按相应电压等级单一制一般工商业用电的代理购电用户价格执行；在⼀般工商业电价非低谷时段充电的，充电价格都按低谷时段价格执行。

电网侧储能项目上网电量对应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，其余充电量（充电电量扣减上网电量）需承担输配电费和政府性基⾦及附加。

电网侧储能项目参与电力现货市场后，充放电价按现货市场规则执行，不再执行临时电价机制。

根据2025年8月国网浙江省代理购电工商业用户电价表，单一制一般工商业用电35千伏及以上的低谷电价为0.2572元/kWh。

内蒙古自治区能源局再次发布《内蒙古自治区增量配电业务管理细则（征求意见稿）》和《关于促进增量配电网高质量发展的若干措施（征求意见稿）》

8月12日，内蒙古自治区能源局再次发布《内蒙古自治区增量配电业务管理细则（征求意见稿）》和《关于促进增量配电网高质量发展的若干措施（征求意见稿）》。与第一次征求意见稿相比，新版《若干措施》中，将独立储能和用户侧储能要求更新，独立储能方面删除了“可享受自治区独立储能电站政策”。

与此同时，新版文件还删除了集中式新能源“不得增加自治区级电网调峰压力”的表述；同时新增：集中式新能源暂不参与自治区级电力市场交易。

本次征求意见稿新增用户侧新型储能设施与其所属用电企业视为同一市场主体，作为电力用户开展电力交易，充电电量纳入该用电企业用电量统一结算。

代理配电区域内的电力用户、增量配电网内的电力用户中新增了新型储能设施。

另外，新版文件还明确增量配电网负责配电区域内电网的安全稳定运行和管理，并承担相应的安全管理主体责任。

广东省广州市工信局印发《广州市虚拟电厂高质量发展实施方案》

8月12日，广东省广州市工信局印发《广州市虚拟电厂高质量发展实施方案》。文件明确：开展市级虚拟电厂应用，市级财政每年安排不超过1000万元给予市级虚拟电厂应用奖补。一是按照每千瓦时不高于3.5元的标准，开展有功功率需求响应补贴。二是按照每千乏时不高于0.12元的标准，开展无功功率需求响应补贴。三是按照每小时每千瓦不高于0.01元的标准，对建设有技术支持系统、具备分钟级实时调节能力的虚拟电厂给予备用容量补贴。

至2026年底，接入容量达到400万千瓦，调节能力达到120万千瓦，常态化开展虚拟电厂参与电网调节。

至2027年底，实现10千伏及以上分布式光伏、用户侧储能、充换电设施等资源的接入，接入容量达到500万千瓦，调节能力达到150万千瓦。虚拟电厂成为电力保供和峰谷调节的重要支撑，形成可持续、常规化的商业运营模式和产业生态。

四川发改委发布《四川省节能减碳和能源结构优化省级预算内基本建设投资专项管理办法》

8月7日，四川发改委发布《四川省节能减碳和能源结构优化省级预算内基本建设投资专项管理办法》，文件明确：省预算内投资安排方式主要为投资补助或直接投资，重点支持重点行业包括新型储能和能源领域氢能等方向，具体包括独立新型储能和可再生能源制氢、氢能能源领域应用项目。

省预算内投资资金具体安排标准显示，对于新型储能和能源领域氢能项目等：单个项目安排资金不超过总投资的15%，单个项目安排金额原则上不超过2000万元。另外，文件还提出，对于充电基础设施新建项目安排资金不超过总投资的40%；改造项目安排资金不超过新增投资的50%，单个项目安排金额原则上不超过100万元。

安徽能源局公开征求《关于做好新型储能调度运行结算工作的通知（征求意见稿）》意见

8月7日，安徽能源局公开征求《关于做好新型储能调度运行结算工作的通知（征求意见稿）》意见，保供支持补贴：对独立新型储能2025年7月、8月、12月上网总放电量，按0.2元/千瓦时给予补贴；2026年1月、7月、8月、12月上网总放电量，按0.1元/千瓦时给予补贴。鼓励新能源配建的新型储能通过技术改造满足相关条件后，选择转为独立新型储能。明确调用场景在发生以下危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能应接受电力调度机构统一直接调用：电力供应短缺或电源故障可能引发电网保供风险时；出现电力频率或潮流越限、电压失稳等风险威胁电网安全运行时；常规电源爬、退坡能力不足影响电网安全运行时；新能源光伏大发时段，除新型储能外的省内外调节资源和手段用尽后，新能源消纳仍然困难时。

据安徽能源局消息，2024年，安徽省新型储能新增装机84万千瓦，截至2024年底，全省新型储能累计装机达262万千瓦，新型储能（不含用户侧储能）在市场激励和计划调用下，总充放电量达20.2亿千瓦时，同比增长252.4%，等效利用1062小时，同比增长88.7%，年累充放电次数达341次（一充一放计一次），同比增长76.5%。
 自2020年6月至2024年6月，安徽共实现43个储能项目并网、总装机2057.465MW/3225.6MWh。

其中，16个电网侧储能项目，将提供共享容量1105.1MW/1808.6MWh，对外租赁容量292.6MW/362.6MWh。其中枞阳县260MWh电网侧储能项目和芜湖发电厂独立储能扩建项目，两个项目同时提供共享和租赁服务。此外剩余容量248.6MW/497.1MWh。

云南省能源局征求《云南省虚拟电厂建设管理办法（试行）（征求意见稿）》意见

8月5日，云南省能源局征求《云南省虚拟电厂建设管理办法（试行）（征求意见稿）》意见。提出，虚拟电厂聚合的资源应具有独立营销户号，具备分时计量条件。已纳入调度调管范围、由电力调度机构下发计划和直接操作的发电资源、储能资源不得纳入聚合范围（与调度解除协议的除外）。

虚拟电厂应满足相关技术要求，具备参与电能量、辅助服务、需求响应等其中一种或多种市场的技术条件。具体技术指标包括安全指标、性能指标、监测能力、调节容量、调节时长、调节速率和调节精度等，可调节容量不小于1兆瓦，连续响应时间不低于1小时。

虚拟电厂须加强对所聚合资源的动态监测与全流程管理，确保资源数据的真实性、准确性和时效性。虚拟电厂应通过规范的系统接口与云南省虚拟电厂管理服务平台实现信息实时共享，信息交互频次不得低于每15分钟一次。

虚拟电厂参与电力中长期和现货市场结算以电网企业计量装置数据为结算依据，计量装置数据采样速率应满足相应市场要求。参与辅助服务、需求响应市场时，应按照辅助服务和需求响应市场数据采集要求计量和结算。

虚拟电厂连续1周未按要求向云南省虚拟电厂管理中心传输数据或年度评价不合格的，云南省虚拟电厂管理中心向运营商下达整改通知书。

本办法自发布之日起施行，有效期三年。