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首页 » 新能源和双碳政策简报（12月第3期）
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国家政策及要闻
国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》
2025年12月17日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》。文中提出，市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，推动民营企业参与，带动相关产业链成长，促进就业和能源新质生产力提升。
通过电能量、辅助服务市场及容量补偿机制的协同运作，保障电力连续可靠供应和电网安全稳定运行。电能量市场对各类电源的顶峰保供激励作用，辅助服务市场挖掘发用两侧调节潜力，对电网安全稳定运行作用；容量电价对支撑性电源、调节性资源的投资进行合理引导。
测算电力市场整体经济效益变动情况，市场通过供需动态定价，有效引导资源跨时空优化配置，维持电价在合理区间内波动，保障发电成本合理回收，提升系统整体经济性与投资回报预期。
另外文件明确，自2026年起组织开展全国统一电力市场评价，制定市场评价标准。鼓励各地因地制宜按需开展电力市场评价工作。电力市场实现统一开放，经营主体有序竞争，对不当市场竞争、报价异常及市场力滥用行为能够有效约束，电力市场信用机制健全，能够对市场失信行为进行惩戒。
地方政策及要闻
辽宁电力交易中心转发辽宁省工业和信息化厅、辽宁省发展和改革委员会、国家能源局东北监管局发布《辽宁省现货电能量市场交易实施细则（试行4.0版）》及《辽宁省电力辅助服务(调频)市场实施细则（试行4.0版）》文件
2025年12月16日，辽宁电力交易中心转发辽宁省工业和信息化厅、辽宁省发展和改革委员会、国家能源局东北监管局发布《辽宁省现货电能量市场交易实施细则（试行4.0版）》及《辽宁省电力辅助服务(调频)市场实施细则（试行4.0版）》文件。
《辽宁省电力辅助服务(调频)市场实施细则（试行4.0版）》中提出，调频市场月度总补偿费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，按月度上网电量及用电量比例进行分摊。
电化学储能或热储能的准入门槛为6MW/2h，调频里程报价上下限0-15元/MW，综合调频性能指标准入平均值为0.2、最大值为2。
调频辅助服务提供者包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）。提供电力辅助服务的经营主体是指满足电力市场要求，具备可观、可测、可调、可控能力的主体，主要包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源。
调频辅助服务费用分摊者。调频电力辅助服务费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。
另外，《辽宁省现货电能量市场交易实施细则（试行4.0 版）》明确提出，新型储能（电化学储能、热储能）、虚拟电厂、并网型绿电直连项目，均需参与电力现货市场。
（一）新型储能
1.电化学储能
电化学储能参与现货市场需具备独立分时计量和AGC功能，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，以独立主体身份接受电网统一调度管理并具有法人资格。
电化学储能应能够准确地向电力调度机构传输实时充放电功率、荷电状态等运行信息，可靠接收和连续执行调度机构 AGC 系统实时下达的指令，其额定功率应不低于准入值 th Pes ，额定功率充放电持续响应时间不低于准入值thRTes。电化学储能按自然年自愿选择通过“报量报价”的方式全电量参与日前现货市场竞价，或“报量不报价”的方式自主决策充放电功率曲线，在现货市场中优先出清。日前依据充放电功率曲线或优化结果形成充放电计划，实时市场中按照日前形成的充放电计划曲线优先出清。电化学储能参与现货市场时，其申报、出清和调用曲线均为上网电力曲线。
2.热储能
热储能是指具备独立分时计量功能，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，以独立主体身份接受电网统一调度管理并具有法人资格的储热装置。
参与现货市场的热储能其基础调节容量应不低于准入值 th Lal ，基础调节容量持续响应时间不低于准入值thRTal ，调节速率、响应时间、调节精度等参数满足相关要求，并具备直接通过电力调度机构 APC 系统或电力市场负荷侧运行管理平台接受调节指令的条件，反馈传输实时运行、可调节资源与第三方设备设施监测数据等信息。具备全时段连续调节能力的热储能按自然年可自愿选择以“报量报价”的方式参与日前现货出清，或以“报量不报价”的方式在日前市场申报用电曲线。选择“报量报价”的热储能日内原则上应严格执行日前现货市场出清形成的用电计划曲线，作为实时现货市场的边界条件。无法全时段连续调节的热储能，日前市场以“报量不报价”的方式申报用电曲线。
（二）虚拟电厂
市场初期，虚拟电厂以“报量不报价”的方式在现货市场中优先出清。
（三）并网型绿电直连项目并网型绿电直连项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，以“报量不报价”的方式在现货市场中优先出清。
天津电力交易中心发布《关于做好天津市2026年电力市场化交易工作的通知》
12月12日，天津电力交易中心发布《关于做好天津市2026年电力市场化交易工作的通知》。其中附件《天津市独立储能市场交易工作方案（2026年修订版）》明确：现阶段储能交易只能签订顶峰合同（即高峰、尖峰时段合同），具体时段划分按市发展改革委 （津发改价管〔2025〕277号）执行。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。 据了解，天津市燃煤发电基准电价为0.3655元/kWh，发电市场交易价格为基准价上下浮动不超过20%，即0.2924元/kWh~0.4386元/kWh。这意味着，天津电力市场化交易中，储能交易合同高峰、尖峰价格不超过0.70176元/kWh、0.842112元kWh。
根据文件：天津地区独立储能作为电力用户和发电企业分开结算购电费用与售电费用。
独立储能由电网企业代理购电的，按实际用电量结算，结算价格执行一般工商业用户电网代理购电价格，不参与峰谷价格浮动。
独立储能结算电量中向电网送电的充电电量不承担输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用和政府性基金及附加。
储能交易采用发、用两侧耦合结算，即各合同时段结算电量取独立储能实际上网电量、电力用户用电量与储能交易合同电量的最小值。
独立储能在非合同时段对电网送电电量、合同时段超发电量以及合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的2%向电力用户支付偏差补偿费用。
海南电力交易中心发布《关于海南新型储能参与电力市场交易有关事项的通知》
12月12日，海南电力交易中心发布关于海南新型储能参与电力市场交易有关事项的通知，其中提出，独立储能按照海南电力市场规则，参与电力中长期电能量交易、现货电能量交易和辅助服务交易。
独立储能以充电和放电两个独立交易单元参与中长期电能量交易，充电交易单元参照用电侧购电单元管理（不可被售电公司代理），放电交易单元参照发电侧售电单元管理。
独立储能可参与年度、月度、周、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞价交易，双边协商与挂牌交易需带分时量价曲线，具体以实际交易安排为准。独立储能不参与绿电交易和电网代理购电交易。
现阶段，充电和放电交易单元只允许单向交易。其中，放电交易单元只允许卖出，充电交易单元只允许买入。
独立储能在现货市场充放电时，均采用所在节点的小时平均节点电价结算，并将独立储能出清电量和节点电价纳入统一结算点现货价格计算。
广东省发展和改革委员会发布《广东省零碳园区建设方案》
2025年12月12日，广东省发展和改革委员会发布《广东省零碳园区建设方案》，方案中提到，到2027年，建设25个左右零碳园区，零碳园区相关政策制度逐步建立；到2030年，建成一批零碳园区，零碳园区技术装备商业模式、政策标准及服务体系等逐步健全。推动园区企业建设绿色工厂，鼓励企业建设极致能效工厂、零碳工厂。
附件《广东省零碳园区建设指标体系(试行)》，从用能结构绿色转型、基础设施绿色升级、绿色低碳产业发展、能碳管理能力提升四方面提出20项指标。其中用能结构中明确：清洁能源消费占比≥90%；储能容量占日均用电量比例≥10%。园区用电应优先通过绿色电力直接供应满足，原则上直接供应比例不低于30%。
储能容量占日均用电量比例，指园区内各类电储能系统可存储的最大电能量占园区日均用电量的比例。电储能类型主要包括锂电池、液流电池、压缩空气、飞轮等存储能量类型与释放能量类型均为电力的储能设施。
加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，深入挖掘需求侧响应资源调控能力，提升终端电气化率，参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用式。鼓励因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式。
广西壮族自治区工业和信息化厅发布关于印发《广西培育先进制造业集群行动方案》的通知
12月11日，广西壮族自治区工业和信息化厅发布关于印发《广西培育先进制造业集群行动方案》的通知，其中提到，推动集群绿色低碳转型。推动集群产业链供应链绿色低碳升级改造，广泛推行绿色设计，加快创建绿色工厂、绿色园区、绿色供应链管理企业，构建形成全链条一体化的绿色管理体系。推进行业间横向耦合、生态链接、原料互供、资源共享，在钢铁、有色、电池材料等领域建设一批循环耦合产业，推动行业共性环节绿色低碳发展，高标准建设电镀、印染、喷涂等共享车间、共享工厂。建设综合能源管理系统，更大范围使用绿色能源，推动微电网、源网荷储、虚拟电厂等项目建设。推动集群用水循环利用、梯级利用，开展绿色原辅料和绿色产品开发利用，推动清洁运输。
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国家政策及要闻
国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》
2025年12月17日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》。文中提出，市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，推动民营企业参与，带动相关产业链成长，促进就业和能源新质生产力提升。
通过电能量、辅助服务市场及容量补偿机制的协同运作，保障电力连续可靠供应和电网安全稳定运行。电能量市场对各类电源的顶峰保供激励作用，辅助服务市场挖掘发用两侧调节潜力，对电网安全稳定运行作用；容量电价对支撑性电源、调节性资源的投资进行合理引导。
测算电力市场整体经济效益变动情况，市场通过供需动态定价，有效引导资源跨时空优化配置，维持电价在合理区间内波动，保障发电成本合理回收，提升系统整体经济性与投资回报预期。
另外文件明确，自2026年起组织开展全国统一电力市场评价，制定市场评价标准。鼓励各地因地制宜按需开展电力市场评价工作。电力市场实现统一开放，经营主体有序竞争，对不当市场竞争、报价异常及市场力滥用行为能够有效约束，电力市场信用机制健全，能够对市场失信行为进行惩戒。
地方政策及要闻
辽宁电力交易中心转发辽宁省工业和信息化厅、辽宁省发展和改革委员会、国家能源局东北监管局发布《辽宁省现货电能量市场交易实施细则（试行4.0版）》及《辽宁省电力辅助服务(调频)市场实施细则（试行4.0版）》文件
2025年12月16日，辽宁电力交易中心转发辽宁省工业和信息化厅、辽宁省发展和改革委员会、国家能源局东北监管局发布《辽宁省现货电能量市场交易实施细则（试行4.0版）》及《辽宁省电力辅助服务(调频)市场实施细则（试行4.0版）》文件。
《辽宁省电力辅助服务(调频)市场实施细则（试行4.0版）》中提出，调频市场月度总补偿费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，按月度上网电量及用电量比例进行分摊。
电化学储能或热储能的准入门槛为6MW/2h，调频里程报价上下限0-15元/MW，综合调频性能指标准入平均值为0.2、最大值为2。
调频辅助服务提供者包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）。提供电力辅助服务的经营主体是指满足电力市场要求，具备可观、可测、可调、可控能力的主体，主要包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源。
调频辅助服务费用分摊者。调频电力辅助服务费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。
另外，《辽宁省现货电能量市场交易实施细则（试行4.0 版）》明确提出，新型储能（电化学储能、热储能）、虚拟电厂、并网型绿电直连项目，均需参与电力现货市场。
（一）新型储能
1.电化学储能
电化学储能参与现货市场需具备独立分时计量和AGC功能，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，以独立主体身份接受电网统一调度管理并具有法人资格。
电化学储能应能够准确地向电力调度机构传输实时充放电功率、荷电状态等运行信息，可靠接收和连续执行调度机构 AGC 系统实时下达的指令，其额定功率应不低于准入值 th Pes ，额定功率充放电持续响应时间不低于准入值thRTes。电化学储能按自然年自愿选择通过“报量报价”的方式全电量参与日前现货市场竞价，或“报量不报价”的方式自主决策充放电功率曲线，在现货市场中优先出清。日前依据充放电功率曲线或优化结果形成充放电计划，实时市场中按照日前形成的充放电计划曲线优先出清。电化学储能参与现货市场时，其申报、出清和调用曲线均为上网电力曲线。
2.热储能
热储能是指具备独立分时计量功能，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，以独立主体身份接受电网统一调度管理并具有法人资格的储热装置。
参与现货市场的热储能其基础调节容量应不低于准入值 th Lal ，基础调节容量持续响应时间不低于准入值thRTal ，调节速率、响应时间、调节精度等参数满足相关要求，并具备直接通过电力调度机构 APC 系统或电力市场负荷侧运行管理平台接受调节指令的条件，反馈传输实时运行、可调节资源与第三方设备设施监测数据等信息。具备全时段连续调节能力的热储能按自然年可自愿选择以“报量报价”的方式参与日前现货出清，或以“报量不报价”的方式在日前市场申报用电曲线。选择“报量报价”的热储能日内原则上应严格执行日前现货市场出清形成的用电计划曲线，作为实时现货市场的边界条件。无法全时段连续调节的热储能，日前市场以“报量不报价”的方式申报用电曲线。
（二）虚拟电厂
市场初期，虚拟电厂以“报量不报价”的方式在现货市场中优先出清。
（三）并网型绿电直连项目并网型绿电直连项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，以“报量不报价”的方式在现货市场中优先出清。
天津电力交易中心发布《关于做好天津市2026年电力市场化交易工作的通知》
12月12日，天津电力交易中心发布《关于做好天津市2026年电力市场化交易工作的通知》。其中附件《天津市独立储能市场交易工作方案（2026年修订版）》明确：现阶段储能交易只能签订顶峰合同（即高峰、尖峰时段合同），具体时段划分按市发展改革委 （津发改价管〔2025〕277号）执行。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。 据了解，天津市燃煤发电基准电价为0.3655元/kWh，发电市场交易价格为基准价上下浮动不超过20%，即0.2924元/kWh~0.4386元/kWh。这意味着，天津电力市场化交易中，储能交易合同高峰、尖峰价格不超过0.70176元/kWh、0.842112元kWh。
根据文件：天津地区独立储能作为电力用户和发电企业分开结算购电费用与售电费用。
独立储能由电网企业代理购电的，按实际用电量结算，结算价格执行一般工商业用户电网代理购电价格，不参与峰谷价格浮动。
独立储能结算电量中向电网送电的充电电量不承担输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用和政府性基金及附加。
储能交易采用发、用两侧耦合结算，即各合同时段结算电量取独立储能实际上网电量、电力用户用电量与储能交易合同电量的最小值。
独立储能在非合同时段对电网送电电量、合同时段超发电量以及合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的2%向电力用户支付偏差补偿费用。
海南电力交易中心发布《关于海南新型储能参与电力市场交易有关事项的通知》
12月12日，海南电力交易中心发布关于海南新型储能参与电力市场交易有关事项的通知，其中提出，独立储能按照海南电力市场规则，参与电力中长期电能量交易、现货电能量交易和辅助服务交易。
独立储能以充电和放电两个独立交易单元参与中长期电能量交易，充电交易单元参照用电侧购电单元管理（不可被售电公司代理），放电交易单元参照发电侧售电单元管理。
独立储能可参与年度、月度、周、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞价交易，双边协商与挂牌交易需带分时量价曲线，具体以实际交易安排为准。独立储能不参与绿电交易和电网代理购电交易。
现阶段，充电和放电交易单元只允许单向交易。其中，放电交易单元只允许卖出，充电交易单元只允许买入。
独立储能在现货市场充放电时，均采用所在节点的小时平均节点电价结算，并将独立储能出清电量和节点电价纳入统一结算点现货价格计算。
广东省发展和改革委员会发布《广东省零碳园区建设方案》
2025年12月12日，广东省发展和改革委员会发布《广东省零碳园区建设方案》，方案中提到，到2027年，建设25个左右零碳园区，零碳园区相关政策制度逐步建立；到2030年，建成一批零碳园区，零碳园区技术装备商业模式、政策标准及服务体系等逐步健全。推动园区企业建设绿色工厂，鼓励企业建设极致能效工厂、零碳工厂。
附件《广东省零碳园区建设指标体系(试行)》，从用能结构绿色转型、基础设施绿色升级、绿色低碳产业发展、能碳管理能力提升四方面提出20项指标。其中用能结构中明确：清洁能源消费占比≥90%；储能容量占日均用电量比例≥10%。园区用电应优先通过绿色电力直接供应满足，原则上直接供应比例不低于30%。
储能容量占日均用电量比例，指园区内各类电储能系统可存储的最大电能量占园区日均用电量的比例。电储能类型主要包括锂电池、液流电池、压缩空气、飞轮等存储能量类型与释放能量类型均为电力的储能设施。
加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，深入挖掘需求侧响应资源调控能力，提升终端电气化率，参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用式。鼓励因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式。
广西壮族自治区工业和信息化厅发布关于印发《广西培育先进制造业集群行动方案》的通知
12月11日，广西壮族自治区工业和信息化厅发布关于印发《广西培育先进制造业集群行动方案》的通知，其中提到，推动集群绿色低碳转型。推动集群产业链供应链绿色低碳升级改造，广泛推行绿色设计，加快创建绿色工厂、绿色园区、绿色供应链管理企业，构建形成全链条一体化的绿色管理体系。推进行业间横向耦合、生态链接、原料互供、资源共享，在钢铁、有色、电池材料等领域建设一批循环耦合产业，推动行业共性环节绿色低碳发展，高标准建设电镀、印染、喷涂等共享车间、共享工厂。建设综合能源管理系统，更大范围使用绿色能源，推动微电网、源网荷储、虚拟电厂等项目建设。推动集群用水循环利用、梯级利用，开展绿色原辅料和绿色产品开发利用，推动清洁运输。
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