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首页 » 新能源和双碳政策简报（11月第4期）
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国家政策及要闻
国家发展改革委修订输配电成本监审和定价办法
11月27日，国家发展改革委修订输配电成本监审和定价办法。
其中《输配电定价成本监审办法》再次明确，抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂成本费、独立核算的售电公司的成本费用等不得计入输配电定价成本。
此次修订，一是促进新能源消纳利用。通过在输配电价中引入容量机制，明确对新能源发电就近消纳等新业态实行单一容量制电价，对以输送清洁能源电量为主的跨省跨区专项工程探索实行两部制或单一容量制电价，降低新能源交易成本，从而促进新能源更大范围、更高水平利用。
《省级电网输配电价定价办法》则明确：电动汽车充换电服务等辅助性业务单位及“三产”资产，和抽水蓄能电站、新型储能电站、电厂资产，不得纳入可计提收益的固定资产范围。
《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》：跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制。适应新型电力系统和全国统一电力市场建设需要，对以输送清洁能源电量为主或以联网功能为主的跨省跨区专项工程，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格，加强全过程监管。探索实行输电权交易，以进一步提升专项工程利用率、促进电力资源优化配置。
《区域电网输电价格定价办法》：区域电网准许收入通过容量电费和电量电费两种方式回收。容量电费与电量电费比例计算公式为：容量电费：电量电费=（折旧费+人工费）：运行维护费（不含人工费）。容量电费按照受益付费原则，向区域内各省级电网公司收取。分摊给各省级电网公司的容量电费作为上级电网分摊费用纳入省级电网准许收入，通过省级电网输配电价回收，按各省级电网终端售电量（含市场化电量）确定标准收取。
四份文件均从2026年1月1日起执行，有效期10年。
国家能源局：今年前10月绿电交易电量同比增长39.4%
2025年10月，全国完成电力市场交易电量5638亿千瓦时，同比增长15.6%。从交易范围看，省内交易电量4377亿千瓦时，同比增长15.4%；跨省跨区交易电量1261亿千瓦时，同比增长16.2%。从交易品种看，中长期交易电量5231亿千瓦时；现货交易电量407亿千瓦时。绿电交易电量283亿千瓦时，同比增长28.4%。
2025年1~10月，全国累计完成电力市场交易电量54920亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重63.7%，同比提高1.5个百分点。从交易范围看，省内交易电量41659亿千瓦时，同比增长6.6%；跨省跨区交易电量13261亿千瓦时，同比增长12.5%。从交易品种看，中长期交易电量52681亿千瓦时；现货交易电量2239亿千瓦时。绿电交易电量2627亿千瓦时，同比增长39.4%。
国家能源局：完善市场机制设计，健全虚拟电厂、源网荷储等新型经营主体参与方式
2025年11月24日，国家能源局发布关于对继续健全完善电力市场运行机制的建议的答复，答复中提到，引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型主体参与市场交易，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。
地方政策及要闻
云南省能源局印发新型共享储能项目（电化学储能）投产并网时间认定清单的通知
11月26日，云南省能源局印发新型共享储能项目（电化学储能）投产并网时间认定清单的通知，通知共披露23个新型共享储能项目认定并网时间，投产并网规模为4.355GW/8.71GWh。
此次新型共享储能项目（电化学储能）投产并网时间认定结果分为三类。
第一类为《实施方案》中明确的电化学储能项目（压缩空气储能项目除外）在2025年4月30日前投产并网的项目，共有7个项目，投产并网规模为1.3GW/2.6GWh。
第二类为《实施方案》以外满足电网并网条件，并在2025年5月31日前投产并网的电化学储能项目，共有13个项目，投产并网规模为2.62GW/5.24GWh。
第三类为不能认定为“《实施方案》中明确的电化学储能项目（压缩空气储能项目除外）在2025年4月30日前投产并网的，以及《实施方案》以外满足电网并网条件，并在2025年5月31日前投产并网的电化学储能项目”范围内的其他项目，共有3个项目，投产并网规模为0.435GW/0.87GWh。
河北电力交易中心发布《河北南部电网电力辅助服务市场实施细则》
11月25日，河北电力交易中心发布河北南部电网电力辅助服务市场实施细则。文中提到，参与调频市场的独立储能充电功率不应低于10兆瓦；参与调频市场的虚拟电厂可调节电力不应低于10兆瓦。
市场运行初期，调频市场费用分摊对象主要为入市火电、燃气机组、风电、集中式光伏电站(不含扶贫)、新型经营主体，适时向用户侧疏导。
当参与市场的调频服务提供者的调频调节速率不能满足电网次日调频调节速率需求时，为保证电力系统安全稳定运行，电力调度机构有权按照“性能优先、按需调度”的原则将未参与调频市场申报的调频辅助服务提供者（独立储能、虚拟电厂等新型经营主体除外）纳入调频强制调用范围，直到满足电网调频需求。
调频市场日前出清程序如下：按照“价格优先，性能优先，按需调度”的原则，生成调频服务提供者序位表，依次进行出清，直至满足电网调频需求，形成出清调频服务提供者序列。
国家能源局四川能源监管办发布关于公开征求《四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款》
2025年11月25日，国家能源局四川能源监管办发布关于公开征求《四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款》意见的通知，文件中确认了独立储能充放电能力及可以交易规模上限，售电公司代理独立储能充电电量时，独立储能充电时的可交易规模上限纳入售电公司可交易规模上限计算。
贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法(征求意见稿)》
11月19日，贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法(征求意见稿)》，其中明确提出：鼓励风电、光伏发电项目投资主体因地制宜在站区规模化建设储能，挖掘新能源配建储能调节潜力，提高新能源场站置信容量，建设系统友好型新能源场站。推动新能源与配建储能一体化出力曲线调用，提升利用水平。
有序推进风电、光伏发电多能互补、源网荷储一体化发展，推动绿电直连、虚拟电厂等建设，合理布局新型储能，推动风电、光伏发电全面参与市场化交易。
湖北省发改委、省能源局联合印发《湖北省储能体系建设方案（2025—2030年）》
11月17日，湖北省发改委、省能源局联合印发《湖北省储能体系建设方案（2025—2030年）》，文件明确到2027年全省新型储能装机达到5GW，2030年达到8GW。
完善储能价格机制。支持电源侧储能与新能源场站一体运营，优化输配电价政策。优化分时电价机制，不断完善电力中长期市场、现货市场价格机制，优化峰谷价差，健全新型储能参与电能量市场和辅助服务市场规则体系，探索建立电网侧储能容量补偿机制，容量电费纳入系统运行费用。完善新型储能应急调用价格机制，推动新型储能与各类分散式负荷资源聚合，打造一批虚拟电厂。
灵活发展用户侧新型储能。引导工业园区、工商业企业、数据中心、算力中心、通信基站、公路服务区等对供电可靠性、电能质量要求高和用电量大的用户，按需配置高安全性锂电池、液流电池等不同时间尺度新型储能，提高用电可靠性、降低用电成本。探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设。
支持具备条件的工业企业、园区建设新型储能服务绿电直连，积极推进新型储能技术产品在工业领域应用。
科学制定储能调度细则，明确调度运行方式和调用区间。持续完善市场化交易规则，鼓励新型储能参与市场化交易，自主确定充放电曲线，提高运行效率。鼓励系统友好型新能源电站充分发挥配套储能和智慧调控的作用，科学制定相对确定的出力曲线，并按照一体化的方式调用。
以“在大规模西电东送中发挥汇集、储存、调节功能，打造全国重要电力调蓄中心”为核心目标，构建“抽水蓄能为主体、新型储能为补充”的多元储能体系。文件指出，到2027年，新增储能以新型储能为主，全省储能装机达到800万千瓦，到2030年，新增储能以大型抽水蓄能为主，全省储能装机达到1700万千瓦，支撑8000万千瓦以上的新能源合理消纳利用，基本建成安全充裕、结构合理、功能完备、灵活高效的储能体系。
四川宜宾市发展和改革委员会发布新能源应用场景机会清单
11月14日，四川宜宾市发展和改革委员会发布新能源应用场景机会清单，其中新能源应用场景44个，总投资约52.11亿元。新型储能场景13个，其中电网侧5个，总投资21.3亿元；用户侧8个，总投资8.11亿元。光伏应用场景10个，其中集中式光伏2个，总投资6.5亿元;分布式光伏8个，总投资9.51亿元。源网荷储场景8个，总投资3.59亿元。充换电基础设施场景10个，总投资2.75亿元。综合能源管理场景3个，总投资亿0.35亿元。
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国家政策及要闻
国家发展改革委修订输配电成本监审和定价办法
11月27日，国家发展改革委修订输配电成本监审和定价办法。
其中《输配电定价成本监审办法》再次明确，抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂成本费、独立核算的售电公司的成本费用等不得计入输配电定价成本。
此次修订，一是促进新能源消纳利用。通过在输配电价中引入容量机制，明确对新能源发电就近消纳等新业态实行单一容量制电价，对以输送清洁能源电量为主的跨省跨区专项工程探索实行两部制或单一容量制电价，降低新能源交易成本，从而促进新能源更大范围、更高水平利用。
《省级电网输配电价定价办法》则明确：电动汽车充换电服务等辅助性业务单位及“三产”资产，和抽水蓄能电站、新型储能电站、电厂资产，不得纳入可计提收益的固定资产范围。
《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》：跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制。适应新型电力系统和全国统一电力市场建设需要，对以输送清洁能源电量为主或以联网功能为主的跨省跨区专项工程，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格，加强全过程监管。探索实行输电权交易，以进一步提升专项工程利用率、促进电力资源优化配置。
《区域电网输电价格定价办法》：区域电网准许收入通过容量电费和电量电费两种方式回收。容量电费与电量电费比例计算公式为：容量电费：电量电费=（折旧费+人工费）：运行维护费（不含人工费）。容量电费按照受益付费原则，向区域内各省级电网公司收取。分摊给各省级电网公司的容量电费作为上级电网分摊费用纳入省级电网准许收入，通过省级电网输配电价回收，按各省级电网终端售电量（含市场化电量）确定标准收取。
四份文件均从2026年1月1日起执行，有效期10年。
国家能源局：今年前10月绿电交易电量同比增长39.4%
2025年10月，全国完成电力市场交易电量5638亿千瓦时，同比增长15.6%。从交易范围看，省内交易电量4377亿千瓦时，同比增长15.4%；跨省跨区交易电量1261亿千瓦时，同比增长16.2%。从交易品种看，中长期交易电量5231亿千瓦时；现货交易电量407亿千瓦时。绿电交易电量283亿千瓦时，同比增长28.4%。
2025年1~10月，全国累计完成电力市场交易电量54920亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重63.7%，同比提高1.5个百分点。从交易范围看，省内交易电量41659亿千瓦时，同比增长6.6%；跨省跨区交易电量13261亿千瓦时，同比增长12.5%。从交易品种看，中长期交易电量52681亿千瓦时；现货交易电量2239亿千瓦时。绿电交易电量2627亿千瓦时，同比增长39.4%。
国家能源局：完善市场机制设计，健全虚拟电厂、源网荷储等新型经营主体参与方式
2025年11月24日，国家能源局发布关于对继续健全完善电力市场运行机制的建议的答复，答复中提到，引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型主体参与市场交易，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。
地方政策及要闻
云南省能源局印发新型共享储能项目（电化学储能）投产并网时间认定清单的通知
11月26日，云南省能源局印发新型共享储能项目（电化学储能）投产并网时间认定清单的通知，通知共披露23个新型共享储能项目认定并网时间，投产并网规模为4.355GW/8.71GWh。
此次新型共享储能项目（电化学储能）投产并网时间认定结果分为三类。
第一类为《实施方案》中明确的电化学储能项目（压缩空气储能项目除外）在2025年4月30日前投产并网的项目，共有7个项目，投产并网规模为1.3GW/2.6GWh。
第二类为《实施方案》以外满足电网并网条件，并在2025年5月31日前投产并网的电化学储能项目，共有13个项目，投产并网规模为2.62GW/5.24GWh。
第三类为不能认定为“《实施方案》中明确的电化学储能项目（压缩空气储能项目除外）在2025年4月30日前投产并网的，以及《实施方案》以外满足电网并网条件，并在2025年5月31日前投产并网的电化学储能项目”范围内的其他项目，共有3个项目，投产并网规模为0.435GW/0.87GWh。
河北电力交易中心发布《河北南部电网电力辅助服务市场实施细则》
11月25日，河北电力交易中心发布河北南部电网电力辅助服务市场实施细则。文中提到，参与调频市场的独立储能充电功率不应低于10兆瓦；参与调频市场的虚拟电厂可调节电力不应低于10兆瓦。
市场运行初期，调频市场费用分摊对象主要为入市火电、燃气机组、风电、集中式光伏电站(不含扶贫)、新型经营主体，适时向用户侧疏导。
当参与市场的调频服务提供者的调频调节速率不能满足电网次日调频调节速率需求时，为保证电力系统安全稳定运行，电力调度机构有权按照“性能优先、按需调度”的原则将未参与调频市场申报的调频辅助服务提供者（独立储能、虚拟电厂等新型经营主体除外）纳入调频强制调用范围，直到满足电网调频需求。
调频市场日前出清程序如下：按照“价格优先，性能优先，按需调度”的原则，生成调频服务提供者序位表，依次进行出清，直至满足电网调频需求，形成出清调频服务提供者序列。
国家能源局四川能源监管办发布关于公开征求《四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款》
2025年11月25日，国家能源局四川能源监管办发布关于公开征求《四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款》意见的通知，文件中确认了独立储能充放电能力及可以交易规模上限，售电公司代理独立储能充电电量时，独立储能充电时的可交易规模上限纳入售电公司可交易规模上限计算。
贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法(征求意见稿)》
11月19日，贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法(征求意见稿)》，其中明确提出：鼓励风电、光伏发电项目投资主体因地制宜在站区规模化建设储能，挖掘新能源配建储能调节潜力，提高新能源场站置信容量，建设系统友好型新能源场站。推动新能源与配建储能一体化出力曲线调用，提升利用水平。
有序推进风电、光伏发电多能互补、源网荷储一体化发展，推动绿电直连、虚拟电厂等建设，合理布局新型储能，推动风电、光伏发电全面参与市场化交易。
湖北省发改委、省能源局联合印发《湖北省储能体系建设方案（2025—2030年）》
11月17日，湖北省发改委、省能源局联合印发《湖北省储能体系建设方案（2025—2030年）》，文件明确到2027年全省新型储能装机达到5GW，2030年达到8GW。
完善储能价格机制。支持电源侧储能与新能源场站一体运营，优化输配电价政策。优化分时电价机制，不断完善电力中长期市场、现货市场价格机制，优化峰谷价差，健全新型储能参与电能量市场和辅助服务市场规则体系，探索建立电网侧储能容量补偿机制，容量电费纳入系统运行费用。完善新型储能应急调用价格机制，推动新型储能与各类分散式负荷资源聚合，打造一批虚拟电厂。
灵活发展用户侧新型储能。引导工业园区、工商业企业、数据中心、算力中心、通信基站、公路服务区等对供电可靠性、电能质量要求高和用电量大的用户，按需配置高安全性锂电池、液流电池等不同时间尺度新型储能，提高用电可靠性、降低用电成本。探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设。
支持具备条件的工业企业、园区建设新型储能服务绿电直连，积极推进新型储能技术产品在工业领域应用。
科学制定储能调度细则，明确调度运行方式和调用区间。持续完善市场化交易规则，鼓励新型储能参与市场化交易，自主确定充放电曲线，提高运行效率。鼓励系统友好型新能源电站充分发挥配套储能和智慧调控的作用，科学制定相对确定的出力曲线，并按照一体化的方式调用。
以“在大规模西电东送中发挥汇集、储存、调节功能，打造全国重要电力调蓄中心”为核心目标，构建“抽水蓄能为主体、新型储能为补充”的多元储能体系。
文件指出，到2027年，新增储能以新型储能为主，全省储能装机达到800万千瓦，到2030年，新增储能以大型抽水蓄能为主，全省储能装机达到1700万千瓦，支撑8000万千瓦以上的新能源合理消纳利用，基本建成安全充裕、结构合理、功能完备、灵活高效的储能体系。
四川宜宾市发展和改革委员会发布新能源应用场景机会清单
11月14日，四川宜宾市发展和改革委员会发布新能源应用场景机会清单，其中新能源应用场景44个，总投资约52.11亿元。新型储能场景13个，其中电网侧5个，总投资21.3亿元；用户侧8个，总投资8.11亿元。光伏应用场景10个，其中集中式光伏2个，总投资6.5亿元;分布式光伏8个，总投资9.51亿元。源网荷储场景8个，总投资3.59亿元。充换电基础设施场景10个，总投资2.75亿元。综合能源管理场景3个，总投资亿0.35亿元。
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