电力家获悉，2025年11月国家及地方共发布储能相关政策81条！
国家部门出台政策10条；
安徽、北京、福建、甘肃、广东、广西、贵州、海南、河北、河南、黑龙江、湖北、湖南、吉林、江苏、江西、辽宁、内蒙古、宁夏、青海、山西、陕西、四川、天津、西藏、新疆、云南、浙江等28个省市地方出台政策71条。
汇总的政策包括了各地新能源上网市场化改革、机制电价竞价结果、储能补贴政策、各地“十五五”规划、电价与市场交易以及产业相关政策等。
国家政策
在国家层面一共出台了10项储能相关政策。
2025年11月7日，国家能源局关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见，加快发展矿区光伏风电产业。有效盘活矿区土地资源，在光照资源丰富的矿区，充分利用采煤沉陷区、工业广场、排土场、复垦区等场地，加快推进光伏电站建设，推动新能源发电就近就地消纳，为矿区提供更多绿色电力。鼓励拥有集中连片土地资源、具备良好电网接入条件的产煤地区，规划建设大型光伏基地，提升新能源规模化开发水平。创新“光伏+”多元业态发展模式，支持在煤矿复垦区发展光伏和农林业种植、畜牧饲养等，实现空间互补集成应用，在成塘成湖的采煤沉陷区建设水上光伏电站，推广应用光伏和水产养殖、农作物种植一体化模式，发挥经济社会生态等综合效益。统筹电网承载力和就地消纳能力，在风力资源充沛的矿区及周边区域，有序推进集中式、分散式风电开发。
2025年11月7日，国务院办公厅关于加快场景培育和开放推动新场景大规模应用的实施意见，清洁能源领域。推动清洁能源在铁路、公交、环卫、重卡、农机、物流等领域开放应用，建设清洁能源车辆运输走廊，同步布局能源供给站点，打造清洁能源全产业链协同发展应用场景。推动能源行业清洁低碳转型。创新数字化智能化能源生产运行管理、智能电网、绿电直供、虚拟电厂、车网互动等一批应用场景，推进绿色能源国际标准和认证机制建设。
2025年11月8日，国务院新闻办公室发布《碳达峰碳中和的中国行动（2025年11月）》，加强新型储能建设。储能是构建新型电力系统的重要基础。中国促进储能与电力系统各环节融合发展。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，以关键电网节点或偏远地区为重点，合理布局新型储能，鼓励电动汽车、不间断电源等参与系统调峰调频。推动锂离子电池、液流电池、压缩空气储能、重力储能、飞轮储能等技术多元化应用。截至2024年底，新型储能装机达到7376万千瓦/1.68亿千瓦时，是2020年的20倍，装机规模占全球总装机比例超过40%。
2025年11月10日，国家发改委 国家能源局发布关于促进新能源消纳和调控的指导意见，统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳。全面落实党中央防沙治沙工作决策部署和“沙戈荒”新能源基地开发布局规划，推动“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳并举。重点在沙漠、戈壁、荒漠、沙化、盐碱化等地区，合理布局外送基地，提高基地经济性。建立送受端落实国家战略责任体系，强化受端新能源消纳责任。通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移、西部地区挖掘消纳潜力等方式，促进“沙戈荒”新能源基地实现规模化就地消纳。
2025年11月12日，国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见，鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源在一定条件下实质性联营，整体制定参与市场策略，提升市场竞争力。加强数字化升级改造，在落实电力监控系统安全防护要求的基础上，推进新能源基地各场站集中监控和一体化运维检修，提高运营效能。加快推进虚拟电厂规模化发展，加强分散电力资源的聚合协同。
2025年11月12日，国家能源局发布2025年前三季度光伏发电建设情况，2025年前三季度，光伏新增并网容量239.5GW，其中集中式光伏新增111.6GW（占比46.59%），分布式光伏新增127.9GW（占比53.41%）。户用光伏新增34.4GW，工商业光伏新增93.5GW。
2025年11月13日，国家能源局关于印发2024年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通知，2024年全国可再生能源电力总量消纳责任权重实际完成35.2%，同比提高3.2个百分点。 北京等26个省（自治区、直辖市）完成国家下达的总量消纳责任权重，其中四川、云南、青海三省总量消纳责任权重完成超过70%。全国31个省（自治区、直辖市）中，可再生能源电力消纳量占全社会用电量的比重超过80%的1个、40%—80%的8个、20%—40%的22个。详见表1。 山西、湖北和重庆3个省（直辖市）未完成可再生能源电力总量消纳责任权重，分别相差0.3、3.0、1.9个百分点。西藏免于考核、新疆只监测。
2025年11月27日，国家发改委关于印发输配电定价成本监审办法、省级电网输配电价定价办法、区域电网输电价格定价办法和跨省跨区专项工程输电价格定价办法的通知，《输配电定价成本监审办法》明确，抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用等不得计入输配电价成本。 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。
2025年11月27日，国家发改委印发《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，其中，《输配电定价成本监审办法》明确，抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用等不得计入输配电价成本。 《省级电网输配电价定价办法》则明确：电网企业宾馆、招待所、办事处、医疗单位、电动汽车充换电服务等辅助性业务单位、多种经营企业及“三产”资产；抽水蓄能电站、新型储能电站、电厂资产等与输配电业务无关的固定资产，不得纳入可计提收益的固定资产范围。
2025年11月28日，国家能源局综合司关于组织开展“人工智能+”能源试点工作的通知，聚焦《实施意见》提出的八大类场景、37个重点任务、百余项具体应用，按照“少而精”的原则，面向能源企业征集发展所需、行业所盼和企业所急的高价值应用场景需求，有效减少能源场景需求方与人工智能技术供给方间的信息壁垒。组织人工智能技术供给方依据场景需求“揭榜挂帅”，承接高价值场景建设相关任务。场景需求方与技术供给方合作形成试点项目方案，经国家能源局遴选认定为“人工智能+”能源试点项目，探索形成综合解决方案可规模复制、商业模式可参考借鉴的“人工智能+”能源融合发展新范式，推动提升能源行业智能化发展水平。
地方政策
安徽、北京、福建、甘肃、广东、广西、贵州、海南、河北、河南、黑龙江、湖北、湖南、吉林、江苏、江西、辽宁、内蒙古、宁夏、青海、山西、陕西、四川、天津、西藏、新疆、云南、浙江等28个省市地方出台政策71条。
安徽
11月3日，合肥市发改委 关于公开征求《合肥市发展改革委关于进一步规范分布式光伏发电开发建设及运行管理工作的通知》意见建议的公告，明确配储标准。依托存量负荷建设的分布式光伏发电项目，在黄色区域原则配备不低于装机容量50%、2小时新型储能设施，在红色区域原则配备不低于装机容量100%、2小时新型储能设施，储能装置应随光伏项目同步规划、同步建设、同步投运，与新建分布式光伏发电项目在同一受限接入层级内的新型储能租赁容量视同配建容量。与新增用电户在同一用地红线内的新建全部自发自用分布式光伏发电项目，不受可接入容量限制。
11月19日，安徽芜湖市发展和改革委员会 2025年芜湖市储能应用补贴项目情况公示，申报单位包括芜湖佳枫新能源科技有限公司、芜湖太平洋塑胶有限公司、芜湖玉电新能源有限公司、芜湖鸠兹能源有限公司、安徽信义新能源材料有限公司、芜湖精艺新能源科技有限公司、安徽中电鑫龙科技股份有限公司、芜湖信储新能源有限公司、芜湖中新电储新能源有限公司、安徽海创新能源材料有限公司、芜湖美的厨卫电器制造有限公司、芜湖商储科技有限公司、安徽鑫鼎新能源有限公司，补贴金额共计超880万元。
北京
11月6日，北京市发改委 北京市城市管理委员会 关于印发《北京市深化新能源上网电价市场化改革工作实施方案》的通知，1.2025年6月1日（不含）以前投产的新能源存量项目机制电价。按本市煤电基准价0.3598元/千瓦时执行。 2.2025年6月1日（含）以后投产的新能源增量项目：机制电价。由每年已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目自愿参与竞价形成。
11月21日，北京市发改委 关于本市2026年新能源增量项目机制电价竞价有关事项的通知，此次竞价不区分项目类型，新能源项目（含集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电，下同）统一申报，统一出清。分布式项目可以独立或聚合参与竞价。 2026年新增纳入机制的电量规模为12亿千瓦时。 本次风电、光伏竞价上限为0.3598元/千瓦时。
11月28日，国网北京市电力公司 北京市2026年新能源增量项目机制电价竞价组织公告，竞价主体为2025年6月1日(含)-2026年12月31日(含)投产(全容量并网，下同)且未纳入过机制电价执行范围、自愿参与的新能源项目。 2026年新增纳入机制的电量规模为12 亿千瓦时。 本次风电、光伏竞价上限为 0.3598元/千瓦时。
福建
11月7日，福建省发改委 国家能源局福建监管办公室 关于福建省2025年新能源增量项目竞价有关事项的通知，竞价主体项目要求2025年6月1日（含）至2026年12月31日（含）期间已全容量并网投产或计划全容量并网投产、且未纳入过机制执行范围，不包括2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目。分布式新能源项目可以委托竞价代理商参与竞价。 竞价上下限：海上光伏上限为393.2元/兆瓦时，其他新能源上限为357.0元/兆瓦时；下限统一为160.0元/兆瓦时。
11月10日，国网福建省电力有限公司 关于福建省2025年新能源增量项目竞价工作有关事项的公告，竞价主体为具有独立承担民事责任能力和独立签订合同权利的法人或自然人，其项目应于2025年6月1日(含)至2026年12月31日(含)期间已全容量并网投产或计划全容量并网投产、且未纳入过机制执行范围，不包括2025年1月27日(不含)前竞争性配置的海上风电项目。分布式新能源项目可以委托竞价代理商参与竞价。
11月28日，中共福建省委关于制定福建省国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议，接续推进“电动福建”建设，抢占电化学储能发展制高点，加力推广应用新能源车船。科学布局抽水蓄能。推动氢能产业创新发展，加快链群培育，拓展应用场景。
甘肃
11月14日，甘肃省工业和信息化厅关于印发《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案》的通知，到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全省虚拟电厂调节能力达到25万千瓦以上，初步形成规模化、市场化运营格局。到2023年，虚拟电厂应用场景全面拓展，各类商业模式创新发展，全省虚拟电厂调节能力达到70万千瓦以上,成为新型电力系统建设的重要支撑。
广东
11月5日，深圳市发展和改革委员会关于公开征求《深圳市电力行业电化学储能电站管理暂行办法（征求意见稿）》意见的通告，储能电站正式投运1年后应委托第三方机构开展储能电站后评价，确保项目全生命周期安全可靠。储能电站安全监管责任单位定期对设施设备运行、安全管理规定制定落实、安全隐患排查等情况开展检查。业主（项目法人）应将储能电站的运行维护纳入企业安全生产日常管理，严格落实安全管理规定，制定电站运行检修和安全操作规范，每季度组织开展主要设备设施及系统检查，评估其健康状态。
11月13日，深圳市福田区发展和改革局、深圳市生态环境局福田管理局印发《深圳市福田区支持绿色低碳产业高质量发展若干措施》，重点支持可再生能源、储能、核能等清洁能源领域，动力电池、充换电设施等新能源汽车领域，建筑节能、绿色建筑等节能降碳领域，虚拟电厂、绿电交易等绿色低碳服务领域，环境治理、生态修复、资源循环等生态环境领域。鼓励使用“低碳超市”等开放性、市场化服务平台的技术、产品和服务。
11月13日，广州市白云区人民政府办公室关于印发广州市白云区促进新型储能产业高质量发展若干措施（试行）的通知，应用场景拓展。推动储能技术在电力调峰、工商业错峰用电、数据中心备电等场景落地，鼓励“新型储能+智能微电网”创新模式，推广典型示范案例。
广西
11月6日，广西壮族自治区发改委 关于对《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》公开征求意见的公告，存量项目:（1）全容量投产的分布式新能源项目：机制电价。参考广西现行平均燃煤发电基准价0.4207元/千瓦时（含税，下同）执行。 （2）已进入电力市场的新能源项目：机制电价。适当衔接2025年广西电力市场电能量交易价格，暂定为0.34元/千瓦时。 增量项目机制电价。首次增量新能源项目竞价上限暂定为0.36元/千瓦时，竞价下限暂定为0.131元/千瓦时。
11月18日，柳州市发展和改革委员会关于进一步贯彻落实电化学储能安全管理有关工作的通知，加强项目前期安全论证。项目单位应在可行性研究阶段，对电化学储能项目的安全生产条件及设施开展全面、深入的综合分析，编制安全预评价分析报告，内容应包括但不限于电池选型与系统设计、消防设施配置与布局、应急预案与应急处置流程等，并留存备查。 严格项目竣工安全验收。项目单位应将安全设施验收纳入项目整体竣工验收范畴，做好安全验收评价工作，形成安全验收评价报告并归档备查。项目竣工或试运行后，项目单位应重点核查安全设施是否按设计施工(如气体灭火系统、防爆电气设备等)，发现问题及时整改。项目并网前，由属地发展改革部门会同有关部门及电网企业联合开展项目竣工前检查工作。
贵州
11月4日，贵州省发改委 关于公开征求《贵州省增量新能源项目可持续发展机制竞价实施细则（试行）》《贵州省新能源可持续发展价格结算机制实施细则（试行）》意见的公告，存量项目机制电价按照0.3515元/千瓦时执行。 增量项目机制电价通过同类型项目自愿参与竞价形成，具体按照《贵州省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案》《贵州省增量新能源项目可持续发展机制竞价实施细则（试行）》及公示的竞价结果确定。
11月26日，遵义市人民政府关于印发《国家碳达峰试点（贵州和平〔苟江〕经济开发区）实施方案》的通知，推广应用以“分布式新能源＋储能”为主体的绿色微电网，推进储能设施建设。以分布式电源开发建设和就近接入消纳为切入点，积极开展“源网荷储”一体化试点建设。
海南
11月10日，海南省发改委 关于开展海南省2025—2026年度增量新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知，海上风电项目竞价上限为0.4298元/千瓦时，竞价下限为0.35元/千瓦时；陆上风电和光伏发电项目竞价上限为0.3998元/千瓦时，竞价下限为0.2元/千瓦时。 海上风电项目机制电价执行期限为14年，陆上风电和光伏发电项目执行期限为12年。 本次竞价单个项目机制电量申报比例上限为85%。
河北
11月10日，河北省发展和改革委员会关于再次公开征求《关于优化调整冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知（征求意见稿）》意见的公告，冀北电网供电营业区域内的各类代理购电工商业用户均执行峰谷分时电价政策，对于原暂缓实行峰谷分时电价的行政机关、医院等用户（详见附件），可自愿选择执行峰谷分时电价。执行峰谷分时电价的用户需执行尖峰、高峰、平段、低谷、深谷电价，不满1千伏的工商业用户暂缓执行尖峰、深谷电价。
11月14日，河北省发展和改革委员会关于做好新旧政策交替期内风电、光伏发电项目管理有关工作的通知，对于符合条件的储备类项目，要优先申报已完成用地预审、核准（备案）、建设用地批复等前期工作较为深入的项目，在市能源主管部门或市政府门户网站公示后，附项目入库时竞配过程、结果以及项目单位资质、征信等相关材料报送河北省发改委。
11月24日，中共河北省委关于制定河北省国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议，河北省将加快建设新型能源强省，稳固煤炭、电力、石油、天然气保障能力，实施可再生能源替代行动，稳步开发利用地热资源，持续提升风电、太阳能发电总装机容量占比，加快建设坚强智能电网，加强抽水蓄能、新型储能设施建设，积极安全有序发展核电。
11月25日，河北省发展和改革委员会关于印发《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》的通知，虚拟电厂聚合资源主要为工商业可调节负荷、分布式电源、新型储能、充换电设施等。鼓励虚拟电厂运营商开发聚合负荷侧小、灵、散资源，持续提升电网调节能力。参与需求响应市场的虚拟电厂暂不得聚合已直接签约需求响应市场的用户。聚合资源应具有电网独立营销户号，参与电能量市场的用户应在电力交易平台注册。由调度机构直接调度管理的资源不纳入聚合范围。
11月26日，河北省发展和改革委员会关于优化调整冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知，冀北电网供电营业区域内的各类代理购电工商业用户均执行峰谷分时电价政策，对于原暂缓实行峰谷分时电价的行政机关、医院等用户（详见附件），可自愿选择执行峰谷分时电价。执行峰谷分时电价的用户需执行尖峰、高峰、平段、低谷、深谷电价，不满1千伏的工商业用户暂缓执行尖峰、深谷电价。
河南
11月21日，河南省发改委发布《关于印发第十五批源网荷储一体化项目的通知》，本批次将103个项目纳入源网荷储一体化项目实施范围，其中工业企业类项目63个、增量配电网类1个、农村地区类7个、项目信息变更及其他类32个。 本批次项目光伏发电部分应自通知印发之日起6个月内开工建设，风电部分应自通知印发之日起6个月内完成核准，自核准之日起12个月内开工建设。
11月27日，河南省发展和改革委员会 关于印发2025年煤电机组改造升级新能源项目实施方案的通知，各地要积极引导煤电企业按照源网荷储一体化模式实施配置的新能源项目，推动传统能源企业存量资产提效赋能和发展结构优化调整,提升区域能源安全保障水平和新能源消纳能力。 列入实施方案的新能源项目要科学合理安排储能设施建设，推动新能源与储能深度协同融合，全面提升能源系统调节与优化配置能力。
黑龙江
11月12日，中共黑龙江省委关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议，规划建设新型能源体系，坚持风光水氢多能并举，积极发展抽水蓄能、新型储能和分布式能源，加快智能电网和微电网建设，布局建设哈大齐绥新能源产业带和东部地区新能源产业集群，推进新能源产消一体化、绿电直连，有序发展绿色液体燃料产业，推动新能源和可再生能源装机规模再上新台阶。
11月18日，关于印发《黑龙江省新型储能规模化建设专项实施方案（2025-2027年）》的通知，到2027年，全省新型储能实现规模化建设，源网荷侧新型储能多种应用场景不断拓展，新型储能发展从“单兵作战”向“集成应用”转变，市场机制、商业模式基本健全成熟。新型储能对促进新能源消纳的支撑作用初步显现，电力系统调节能力大幅提升。力争全省新型储能装机规模达到600万千瓦以上。合理配置电源侧新型储能。项目风光气储等互补开发，鼓励新能源企业建设系统友好型“新能源+储能”电站，增强分布式新能源自调节能力。重点发展电网侧新型储能。
11月27日，黑龙江省发展和改革委员关于公开征求《黑龙江省电力现货市场运营实施细则（试行3.0版）》意见的通知，并网发电单元投资建设配套储能装置的，经电力调度机构审核通过后作为联合主体参与调频市场；配套储能满足相关独立储能要求时，与并网发电单元协商一致后，可自愿转为独立储能运行，并作为独立储能参与调频辅助服务市场。 新型经营主体包括满足市场准入条件的独立储能与虚拟电厂（聚合商）等。
湖北
11月4日，湖北省发改委 湖北省能源局 关于开展2025年度新能源项目可持续发展价格结算机制竞价工作的通知，分为风电、光伏两个项目组，分别组织竞价、出清。竞价上下限。风电竞价上限为0.39元／千瓦时，竞价下限为0.26元／千瓦时；光伏竞价上限为0.38元／千瓦时，竞价下限为0.25元／千瓦时。相关价格均为含增值税价格。单个项目只能申报一个电量规模、一个电价标准，超出上下限范围报价以及拆分电量报价无效。
11月5日，国网湖北省电力有限公司 湖北省2025年新能源增量项目机制电价竞价组织公告，1.主体范围:实际(或计划)2025年6月1日-2026年12月31日全容量投产的风电(含分散式风电，下同)、光伏项目;2025年6月1日至本次竞价公告发布前1日期间全容量投产的、独立参与竞价的分布式光伏;代理符合上述全容量投产规定的分布式光伏聚合商。 2.组织分类:分风电、光伏两个项目组，分别组织竞价、出清。
11月11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）》，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，新型储能技术多元化水平进一步提升，储能资源调用机制和商业模式健全完善。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。 2027年全省抽水蓄能电站装机达到287万千瓦，2030年达到912万千瓦。 2027年全省新型储能装机达到500万千瓦，2030年达到800万千瓦。
湖南
11月5日，湖南省发改委 关于2025年度新能源机制电价竞价工作有关事项的通知，主体范围。2025年度两个批次竞价合并为一个批次组织，竞价主体为2025年6月1日至2026年12月31日全容量投产的风电、光伏项目及代理分布式光伏参与竞价的分布式聚合商。大型工商业分布式光伏不纳入竞价主体范围。 竞价上下限。风电、光伏竞价上限均为0.38元/千瓦时，竞价下限均为0.26元/千瓦时。
吉林
11月10日，吉林省能源局发布《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.0版）》（征求意见稿），并网发电单元投资建设配套储能装置的，经电力调度机构审核通过后作为联合主体参与调频市场；配套储能满足独立储能相关要求时，与并网发电单元协商一致后，可自愿按照吉林省有关规定转为独立储能参与调频市场。以分布式储能单一类资源聚合的混合型虚拟电厂满足相关要求的，按照独立储能要求参与调频市场。
11月18日，吉林省发改委 关于开展吉林省首次增量新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知，本次竞价主体为2025年6月1日-2026年12月31日全容量投产的新能源项目。按风电、光伏两个类别，分类组织竞价、出清。风电、光伏竞价申报充足率均为125%。 其中，集中式项目以项目为单位进行申报，集中建设的分散式风电项目以集中项目整体为单位进行申报，分布式光伏、非集中建设的分散式风电需通过代理商以聚合形式参与竞价。 竞价上下限：风电、光伏竞价上限均为334元/兆瓦时，竞价下限均为150元/兆瓦时。
江苏
11月3日，盐城市人民政府办公室 关于做好我市沿海地区绿电直连工作的通知，盐城市从落实绿电来源、明确直连路径、降低绿电成本三个方面研究编制了7个沿海地区“一县一策”绿电直连方案。 经梳理，七大区域分别为东台沿海经济区、射阳港经开区、滨海港经开区、响水工业经济区、大丰港经开区、亭湖区环保科技城、盐城经济技术开发区。 规划绿电来源主要为风、光项目，七处区域已接入风电5.8GW、光伏1.5GW；拟开发风电35.83GW、光伏39.66GW，合计75.5GW。
11月11日，江苏省发改委 关于开展2025-2026年新能源增量项目机制电价竞价工作等有关事项的通知，“海上风电项目”类别竞价上限为0.391元/千瓦时，竞价下限为0.3元/千瓦时；“其他风电项目和光伏项目”类别竞价上限为0.391元/千瓦时，竞价下限为0.25元/千瓦时。请参与增量项目竞价的新能源发电企业，本着实事求是的原则，结合项目实际成本、合理利润等因素申报价格。
11月14日，国网江苏省电力有限公司 2025-2026年江苏省新能源增量项目机制电价竞价组织公告，项目申报价格上下限为:“海上风电项目”类别上限0.391元/千瓦时，下限0.3元/千瓦时;“其他风电项目和光伏项目”类别上限0.391元/千瓦时，下限0.25元/千瓦时。
11月18日，盐城市大丰区发展和改革委员会 关于《大丰港经开区绿电直连工作实施方案》征求意见的通知，多措并举创新绿电降本新模式。一是成立第三方综合能源公司，按照“1+1+N”模式，推动国网市、区公司与相关区属国企以及港区发电（储能）企业组建第三方综合能源服务公司（售电公司），参与绿电直连项目建设，主要参与：建设新能源电站和储能、统筹建设站址廊道和各类共享租赁资源等，以市场化方式获取收益；通过开展综合能源管理节能增效、争取政策补贴等方式增加收益；开展售电业务。
江西
11月5日，江西省发改委 关于公布2025年江西省新能源机制电价首次竞价结果的通知，经公开竞价和结果公示，2025年我省新能源机制电价竞价结果为：风电项目机制电量为4.62亿千瓦时，机制电价为0.375元/千瓦时（含税，下同）；光伏项目机制电量为1.31亿千瓦时，机制电价为0.330元/千瓦时。
11月14日，国网江西省电力有限公司 江西省2025年新能源机制电价第二次竞价组织公告，竞价申报主体 2026年1月1日~2026年12月31日投产(全容量并网，下同)的风电、光伏项目。2025年6月1日~12月31日投产且未纳入机制执行范围的增量新能源项目也可参与竞价。 风电、光伏分组竞价、出清。竞价主体应为具有法人资格或经法人单位授权的从事发电业务的企业。自然人用户分布式光伏竞价主体可以是自然人业主或分布式电源聚合商。
11月17日，江西省能源局关于征求2026年全省电力市场化交易有关意见的公告，符合市场准入要求和技术条件的新型储能、虚拟电厂等新型经营主体，在江西电力交易中心注册生效后，可以根据自身情况自主选择发、用电侧经营主体身份参与市场化交易。
京津唐
11月17日，华北能源监管局关于征求京津唐电力调峰辅助服务市场运营规则 （征求意见稿）意见的通告，新型储能日前申报每15分钟最大充电能力与充电价格，报价不分档位，上限与火电机组最高限价一致，为370元/MWh，全天报价相同。价格单位为：元/MW·h，报价最小单位为 10元/MW·h，报价周期为天。新型储能同时申报充放电爬坡速率、日最大充放电循环次数（未申报默认为 2）、单次最大充电量等信息，作为约束条件参与市场出清，相应的前置放电过程由调度机构根据电网实际运行情况以及新型储能电站申报的放电计划统筹安排。 提供调峰服务的新型储能调峰服务费用，每15分钟调峰服务费用计算方式为：某新型储能调峰服务费用=该新型储能实际充电电力×市场出清价格×0.25。
辽宁
11月5日，辽宁省发改委 关于《辽宁省推动绿电直连建设实施方案（2025-2027年）》公开征求意见的公告，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类，并网型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，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。离网型不接入公共电网，应具备完全独立运行条件。 新能源原则上应为在建、拟建项目，要符合“规模化发展”要求。支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。直连电源为分布式光伏的，按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行，确保建设实施有序推进，促进分布式光伏健康发展。 绿电直连应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。并网型绿电直连整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%。
11月20日，辽宁省发改委 辽宁省工信厅 关于印发辽宁省零碳园区培育建设方案及申报省级零碳园区建设试点工作的通知，要加快园区用能结构转型。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，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，推动新能源实现更高水平的就近消纳，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式。推动园区积极利用生物质能、核能、光热、地热、工业余热等热能资源，实现供热系统清洁低碳化。探索氢能、生物质等替代化石燃料和原料。
内蒙古
11月10日，内蒙古自治区能源局关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知，2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准为0.28元/千瓦时。申请纳入内蒙古自治区独立新型储能建设项目清单时要以项目实际建设运营企业作为业主单位。 独立新型储能电站应切实发挥对电力系统的调节作用，在新能源消纳困难时段不得向电网放电、在电网供电紧张时段不得充电。电网企业要逐日公布电力供需预测信息，对已建成独立新型储能电站申报的充放电曲线进行校核，原则上清单内储能电站日内全容量充电次数不得超过1.5次。
11月12日，内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发全面推进美丽内蒙古建设筑牢我国北方重要生态安全屏障规划纲要（2025—2035年）的通知，《规划纲要》提出，大力发展新能源。到2030年，新能源装机规模超过3亿千瓦，可再生电力消纳占比达到40%以上。大力发展新能源制氢产业，探索新能源产业创新发展模式，高质量发展“风光氢储”产业集群，做大做强碳纤维等碳基材料产业，建设国家重要的新能源装备制造基地，全力打造国家新能源与先进高载能产业融合发展集聚区。
11月17日，丰镇市发展和改革委员会 关于《丰镇市国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要（征求意见稿）》征求社会公众意见的公告，推动多元化新型储能发展。聚焦市场化、产业化和规模化发展目标，构建新型储能“电源侧－电网侧－用户侧”全场景储能应用体系。在电源侧，大力推广“新能源+储能”建设模式，鼓励存量新能源电站合理增配，积极支持建设电源侧独立友好型新型储能电站。在电网侧，着力优化电网支撑能力，支持在关键节点和薄弱区域布局电网侧独立/共享新型储能电站，提升系统调节与安全稳定水平。在用户侧，积极引导政府、医院、学校、工业园区等重要用户配置储能设施，提升用电经济性和可靠性。探索发展长时储热型光热发电，增强系统灵活性。
11月19日，内蒙古自治区能源局 关于公开征求《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》意见的公告，绿电直连项目整体新能源自发自用电量占总用电量的比例应不低于30％，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。其中，并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量占总发电量比例，2025—2027年不超过40％、2028年及之后不超过20％，即上网电量比例=上网电量/（上网电量+自发自用电量）；其余绿电直连项目新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。
11月24日，内蒙古自治区党委关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议，开展大规模风光制氢、新型储能技术攻关，扩大储能规模。加快跨省区骨干输电通道建设，强化区内电网主网架结构，协同推进配电网建设改造，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。构建新型电力系统，促进源、网、荷、储协调发展，提升电力系统互补互济和安全韧性水平。
宁夏
11月5日，国网宁夏电力有限公司 2025-2026年宁夏回族自治区新能源机制电价竞价组织公告，竞价主体范围： 1.2025年6月1日至竞价公告发布时，已投产(全容量并网)且未纳入过机制执行范围的新能源项目； 2.竞价公告发布时未投产，但经项目建设单位自行评估，承诺2026年12月31日前可以投产(全容量并网)且未纳入过机制执行范围的新能源项目； 3.分布式项目可自行参与竞价，也可委托负荷聚合商或虚拟电厂代理参与竞价并满足上述已投、未投项目要求; 4.大型工商业分布式光伏、源网荷储一体化以及绿电直连的风电、光伏发电等项目，不纳入机制执行范围。
11月16日，中共宁夏回族自治区委员会关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议，强化科学研究、技术开发原始创新导向，围绕煤炭清洁高效利用、高性能纤维、特种电子材料、可再生能源、新型储能、人工智能训练推理等领域，全链条推进关键技术攻关和装备突破创新，产出更多标志性原创成果。推动新型储能多元化发展，加快抽水蓄能电站建设，深入实施现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造和供热改造“三改联动”，加快推动煤电由基础性电源向支撑性调节性电源转变。推广新能源就近消纳新模式，促进源网荷储多元互动。提升新能源场站、新型储能的系统友好性能，保障高比例新能源电力系统安全稳定运行。
青海
11月13日，青海省发改委 关于组织2026年新能源增量项目开展机制电价竞价工作有关事项的通知，主体范围。2025年6月1日-2026年12月31日全容量投产，且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目。 分类组织。区分风电、光伏发电组织竞价。 竞价限价水平。光伏竞价上下限分别为0.2277元/千瓦时、0.15元/千瓦时。风电竞价上下限分别为0.24元/千瓦时、0.205元/千瓦时。
11月17日，国网青海省电力公司 2026年青海省新能源机制电价竞价组织公告，竞价工作程序： 1.提交竞价村料(11月18日-11月21日) 2.竞价村料审核、回运修改(11月20日-11月26日) 3.公示审核结果(11月27日-12月3日) 4.履约保函提交与审核(11月25日-12月5日) 5.申报价格(12月5日-12月7日) 6.申报出清(12月8日) 7.公示竞价结果(12月9日-12月11日) 8.公布竞价结果(12月12日)
山西
11月4日，山西省能源局 关于第二批源网荷储一体化试点项目评估结果的公示，根据项目清单，包括沁源县源网荷储一体化项目大唐浑源源网荷储一体化项目、阳泉高新技术产业开发区源网荷储一体化项目、山西平遥源网荷储一体化项目、华润原平源网荷储一体化项目、华电忻州广宇煤电有限公司源网荷储一体化项目在内的6个源网荷储项目，涉及风光项目共计600MW，其中光伏项目131.25MW，风电项目468.75MW。
11月10日，山西省能源局 关于印发《绿电园区规划、建设和运营工作指引（2025年）》的通知，实施项目同主体开发。按照“整体协同、利益互补”的原则，鼓励同主体开展绿电园区项目开发，实现项目整体利益平衡。优先支持电源、绿电专变、直连线路、储能、运营平台及其配套设施等由同一主体投资建设。 合理确定风光储容量配比。根据园区所在地风光发电出力特性、用户用电特性及分时网购电价，科学论证风光储容量配比，优化风光发电、储能、用电负荷、电网购电的协调性。
11月11日，山西省发改委 山西省能源局 国家能源局山西监管办公室 关于印发《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》的通知，存量项目： 2025年6月1日至2025年12月31日期间的上网电量仍按现行政策执行，按现行燃煤发电基准价确定为0.332元/千瓦时。 增量项目： 机制电价：首次竞价上限按山西省燃煤发电基准价格确定为0.332元/千瓦时，下限为0.2元/千瓦时。
11月20日，山西省发改委 关于2025年增量新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知，竞价主体为2025年6月1日至2025年12月31日期间投产（全容量并网）的集中式风电、集中式光伏、分散式风电、分布式光伏等项目。不含跨省跨区通道配套新能源项目。分风电、光伏分别组织竞价、出清。 申报充足率。风电、光伏竞价申报充足率均为120%。 竞价上下限。风电、光伏竞价上限均为0.332元/千瓦时（含税），竞价下限均为0.2元/千瓦时（含税）。
陕西
11月10日，国网陕西省电力有限公司 2025-2026年陕西省增量新能源项目机制电价竞价组织公告，本次竞价申报主体为2025年6月1日(含)至2026年12月31日(含)期间实现全容量并网的集中式、分布式新能源项目，不含已纳入机制范围的项目。 区分风电、光伏两类分别组织竞价、出清。竞价申报充足率为120%。 电量规模：机制电量总规模为115亿千瓦时。其中风电为62.7亿千瓦时，光伏为52.3亿千瓦时。 竞价上下限：竞价上限为每千瓦时0.3545元，下限为每千瓦时0.23元。 申报电量计算：单个项目申报电量上限=装机容量x上年度同类型电源平均发电利用小时数x(1-平均厂用电率x比例上限90%。
11月14日，陕西省发展和改革委员会 关于征求《陕西省2026年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》意见的公告，符合相关细则要求的独立储能电站可参与市场交易，并鼓励虚拟电厂、储能等灵活调节资源参与现货市场。 为避免市场操纵以及恶性竞争，执行周期为月度及以上的批发市场集中交易设置申报价格上、下限，综合考虑我省工商业用户高峰电价水平、煤电上网电价及容量电价政策等，各时段申报价格上、下限暂定为每千瓦时0.52元、0元。月内集中交易各时段申报价格限价与陕西现货市场价格上、下限一致。
四川
11月25日，国家能源局四川能源监管办关于公开征求《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，文件中新增中长期市场交易类型、独立储能充放电能力及可以交易规模上限和新增相关结算要求。 1.独立储能充放电能力按如下方式确定： 充电时。各月充电能力=MAX（额定功率×运行天数×2×2小时，1.2×并网以来该月最大用电量）。 放电时。各月放电能力=MAX（额定功率×运行天数×2×2小时，1.2×并网以来该月最大上网电量）。 2.独立储能充电时的可交易规模上限。
天津
11月4日，国网天津市电力公司 天津市2025年度增量新能源项目机制电量竞价组织公告，竞价主体 2025年6月1日至2026年12月31日之间全部建成投产(后续不再新增并网容量)的风电、光伏项目。其中，分布式项目可委托竞价代理商代理参与竞价。同一场次中，同一分布式项目只可选择一家代理商。 分布式竞价代理商应为在电力交易机构完成注册、公示且具备交易资格的售电公司，并与分布式项目主体签订委托代理协议。每个分布式竞价代理商每次竞价代理总电量不超过当年竞价电量总规模的2%。
11月28日，中共天津市委关于制定天津市国民经济 和社会发展第十五个五年规划的建议，前瞻布局未来产业，探索可行商业模式、市场监管规则、投入增长和风险分担机制，推动生物制造、低维材料、脑机接口、具身智能、智算超算、氢能及新型储能等成为新的经济增长点。
西藏
11月22日，国家能源局华中监管局发布关于公开征求《西藏自治区电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》意见的请示，将储能企业纳入新型经营主体范畴，系统规定其市场准入、交易规则、结算机制及义务责任。 细则规定储能企业与虚拟电厂、负荷聚合商等并列，成为电力中长期市场合法经营主体，适用范围覆盖西藏电力现货市场未运行期间的批发交易。
新疆
11月14日，新疆兵团发改委 关于公开征求《兵团贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见建议的公告，对2025年6月1日以前投产的新能源存量项目： 补贴项目机制电量30%，机制电价0.25元/千瓦时；平价项目机制电量比例50%，机制电价0.262元/千瓦时。 对2025年6月1日及以后投产的为新能源增量项目： 机制电量比例70%，机制电价采用边际出清方式、通过分类竞价形成。竞价区间暂定0.15元/千瓦时—0.262元/千瓦时。
云南
11月7日，国家能源局云南监管办公室关于公开征求《云南调频辅助服务市场实施细则（征求意见稿）》《云南黑启动辅助服务市场实施细则（征求意见稿）》有关意见建议的函，《云南调频辅助服务市场实施细则（征求意见稿）》提到，第三方独立主体指满足市场相关准入条件，以独立储能电站或直控型可调节负荷形式参与交易的主体。独立储能电站指具备调度直控条件，以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，并与电网企业签订购售电合同，约定各方权利义务的储能电站。
浙江
11月4日，浙江省发改委 浙江省能源局 关于印发《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则的通知，新能源存量项目机制电价，与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。
11月6日，浙江省发改委 关于公开征求《浙江省省级零碳园区建设标准指南（征求意见稿）》意见的通知，省级零碳园区建设标准指标体系分为工业和服务业两大类，其中工业主导型零碳园区建设标准指标体系见表1，由6类一级指标、13个二级指标构成；服务业主导型零碳园区建设标准指标体系见表2，由5类一级指标、8个二级指标构成。
11月6日，国家能源局浙江监管办公室 浙江省能源局 关于印发《浙江省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》的通知，新增项目(含增量配电网、地方电网项目)应当在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。其中，自然人户用项目，由电网企业负责填报并提交建档立卡相关信息。非自然人户用、一般工商业、大型工商业项目，应当由项目投资主体或项目业主负责向电网企业申报建档立卡所需信息。
11月10日，浙江杭州萧山区人民政府印发《2025年萧山区迎峰度冬有序用电工作方案》，组织连续性企业，其他内部能耗高、产出低的企业适当减产等参与需求响应，进一步拓展用户侧储能、挖潜充电负荷削峰能力参与虚拟电厂。 加强电力供需平衡预测，及时发布电力供需预警信息，健全虚拟电厂业务体系，优化完善市场化响应规则，优先启动虚拟电厂市场化响应措施，深化运用“市场+行政”措施，有效提升企业响应能力。
11月13日，浙江省发改委会关于开展2025年新能源增量项目机制电价第1次竞价工作的通知，本次竞价主体范围为2025年6月1日（含）至2025年12月31日（含）全容量投产的统调新能源项目和2025年6月1日（含）至本通知发布之日（含）全容量投产并取得电力业务许可证的非统调集中式新能源项目。 在具体电价上，各类型项目申报价格上限为393元/兆瓦时（0.393元/千瓦时），申报价格下限为242元/兆瓦时（0.242元/千瓦时）。
11月26日，浙江电力交易中心发布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(3.0版)》，储能调频容量上限为200MW；其中储能电站申报的调频容量不得低于自身装机容量的80%，也不得高于自身的实际充放电最大功率。 值得注意的是，火电调频里程报价和出清上限为15元/MW，而储能电站无调频市场常设报价。综合调频性能指标最大值为2，历史综合调频性能指标准入门槛为0.4。
11月26日，浙江武义县发展和改革局印发《2025年武义县迎峰度冬期间负荷管理工作方案》的通知，开展虚拟电厂建设，将电动汽车充电桩、用户侧储能、自备电厂、景观照明等离散资源纳入建设范围。在用电紧张期间，积极组织用户侧储能、自备电厂等灵活资源顶峰发电，确保虚拟电厂在电力保供中发挥实效。
参考资料：国家及各地政府官网
来源：电力家