本期你会看到

• 国家能源局印发《2025年能源行业标准计划立项指南》
• 四川省发展和改革委员会发布《关于进一步完善新型储能价格机制的通知》
• 山东省能源局发布《关于印发源网荷储一体化试点实施细则的通知》

国家政策及要闻

国家能源局印发《2025年能源行业标准计划立项指南》（3月11日）

3月11日，国家能源局关于印发《2025年能源行业标准计划立项指南》的通知，重点方向包括新型储能和氢能，其中新型储能类别设计电化学储能、压缩空气储能等。

地方政策及要闻

四川省发展和改革委员会发布《关于进一步完善新型储能价格机制的通知》（3月7日）

日前，四川省发展和改革委员会价格处发布《关于进一步完善新型储能价格机制的通知（川发改价格〔2025〕14号）》（下称“通知”）。通知明确了独立储能电站充放电价格、用户侧新型储能项目充放电价格以及储能电站交易结算等其他事项。

针对独立储能电站充放电价格，通知明确独立储能电站充电时可作为电力用户参加省内电力市场交易，其中向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

另外，通知明确独立储能电站放电时可作为发电企业参加省内电力市场交易。其中，在电力现货市场运行前，独立储能电站放电电量参照煤电政府授权合约价格机制执行，获得平均差价费用，全省执行尖峰电价期间，放电价格和平均差价费用参照分时电价机制（含尖峰电价机制）时段划分和浮动比例执行，其余时期不执行分时电价机制；

在电力现货市场交易连续结算试运行开始后，鼓励独立储能电站签订高峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，其放电价格按照电力市场交易规则形成，不再执行上述政策。

针对用户侧新型储能项目充放电价格，通知亦明确用户侧新型储能项目充电时可作为电力用户参加省内电力市场交易。其中，在电力现货市场运行前，用户侧新型储能项目放电电量参照煤电政府授权合约价格机制执行，获得平均差价费用，并参照分时电价机制（含尖峰电价机制）时段划分和浮动比例执行；

在电力现货市场交易连续结算试运行开始后，用户侧新型储能项目放电价格按照电力市场交易规则形成，不再执行上述政策。

此外，通知还明确，2026年12月31日前建成投运的用户侧新型储能项目，投运后两年内其保障新型储能设备正常运行导致用电设备增容而新增的容（需）量电费，纳入全省统筹疏导。

按容量电价方式计费的，以新型储能设备新增专用变压器容量确定新增容量电费；按需量电价方式计费的，以用户当月最大需量对应时刻的新型储能设备充电负荷确定新增需量电费，如缺少对应时刻的新型储能设备充电负荷数据，则按前后相邻时刻的负荷平均值确定。

山东省能源局发布关于印发源网荷储一体化试点实施细则的通知（3月5日）

3月5日，山东省能源局发布关于印发源网荷储一体化试点实施细则的通知。其中提出，源网荷储一体化试点工作按照4类模式组织实施，分别为就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用。

其中，自发自用模式和绿电交易模式的一体化项目应根据企业自身需求，自愿合理配置储能。储能应自行建设，不得作为独立主体参与电力市场交易。

自发自用模式源网荷储一体化项目适用于配电网承载能力不足、分布式新能源可开放容量受限区域。用电企业通过配建一定规模储能设施，增加新能源大发时段用电负荷，在本厂区范围内建设分布式新能源，所发电量原则上全部就地消纳。项目实施不应影响电力系统安全运行。

附件提到，新能源就地就近消纳模式适用于周边新能源资源条件较好、对绿电直连有明确要求的出口型企业。新能源就地就近消纳建设源网荷储一体化项目应以提升新能源消纳水平为目标。重点发展每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源电量消纳占比不低于整体用电量50%的项目。

虚拟电厂模式适用于依托未纳入调度管理范围的分布式电源、用户侧或分布式储能、可调节负荷等各类资源建设的一体化项目，聚合资源应分别接入公用电网，可在不同区域内，通过聚合为虚拟电厂参与电力市场交易，实现源网荷储灵活互动，聚合资源由虚拟电厂运营商自主管理。

绿电交易模式要求具备电力数据实时监控、电力有功及无功自动控制、电力功率及负荷数据预测、市场出清及调度指令接收分解下发等功能。

北京市地方标准《电力储能系统建设运行规范》公开征求意（3月12日）

3月12日，北京市地方标准《电力储能系统建设运行规范》公开征求意见，该文件于2021年首次发布，本次为第一次修订。

本文件由北京市城市管理委员会提出并归口，由北京市城市管理委员会组织实施。规定了电力储能系统的设计、施工、验收、运行维护及退役和应急处置要求。适用于压缩空气储能系统、飞轮储能系统、额定能量不低于5kWh的超级电容储能系统，以及额定功率不低于100kW或额定能量不低于100kWh的锂离子电池/钠离子电池（含固态电池）、液流电池等储能系统的建设运行，其他或混合类型的储能系统可参照执行。

与上一版内容相比，此次增加了不满足选址距离时的技术要求、室外露天场所要求、防火间距要求、电能质量治理要求、需要设置全站统一的时钟同步系统的规定、接入安全管理平台要求、“分散式储能装置”一章。

文件提出，火灾危险性为甲、乙类的户内储能电站防火分区面积不应大于250㎡，并应按额定能量划分储能单元和电池单元，同时满足下列要求：

a)储能单元额定能量不应超过10MWh；

b)储能单元与周围房间以及储能单元之间应进行防火分隔，防火分隔应符合下列要求：1)防火墙耐火极限不应低于4h；2)楼板耐火极限不应低于2h；3)防火墙上除开向疏散走道及室外的疏散门外不应开设其他门窗洞口；当必须开设观察窗时,应采用甲级防火窗；4)防火墙及楼板有管线穿过时,管线四周空隙应进行防火封堵，防火封堵应符合GB/T 51410的相关规定。

c)电池单元间应采用耐火极限不低于3h的防火隔墙、甲级防火门与相邻单元区域进行分隔，并满足在采用水消防进行事故处置时，不会对未发生事故的电池单元产生影响。