国家能源局关于印发《电力市场注册基本规则》的通知（9月13日）

9月13日，国家能源局印发《电力市场注册基本规则》，文件提到为贯彻落实党中央、国务院进一步深化电力体制改革、加快建设全国统一大市场的有关精神，统一电力市场注册机制，加强和规范电力市场注册工作，维护电力市场秩序和各类经营主体合法权益，根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会2024年第20号令）等文件，结合工作实际，制定了《电力市场注册基本规则》规则。

规则所称电力市场包含电力中长期、现货、辅助服务市场等。本规则所称的经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网等）。原则上同一经营主体在同一合同周期内仅可与一家售电公司、虚拟电厂（含负荷聚合商）确立服务关系。

国家发改委印发《关于组织申报第二批绿色低碳先进技术示范项目的通知》（9月20日）

9月20日，国家发改委印发《关于组织申报第二批绿色低碳先进技术示范项目的通知》。重点支持方向中，有多个储能技术应用相关的可以申报。其中新型储能示范项目：重点支持纳入国家新型储能试点示范的项目，支持采用共享模式参与系统运行，可为电力系统提供调峰调频等服务。此外，重点支持方向还有采用先进光伏、储能等建设机场区域智能微电网，充电绿电占比不低于50%的光储充一体化项目灯。

新增支持方向如：采用“新能源+热泵+熔盐储热”的煤电机组耦合新能源“灵活性+低碳化”示范项目；新能源与配建储能一体化运行、按曲线调控的系统友好型新能源电站示范项目；纳入先进电网和储能示范项目方向的构网型技术应用示范项目，“分布式光伏+储能+微电网”的交通能源融合示范项目。

工信部发布《关于印发工业重点行业领域设备更新和技术改造指南的通知》（9月20日）

9月20日，工信部发布的《关于印发工业重点行业领域设备更新和技术改造指南的通知》指出，石化化工行业设备更新目标为，到2027年推动行业数字化转型成熟度3级及以上企业比例达到15%以上，4级及以上企业比例达到7%以上，关键工序数控化率达到85%以上，数字研发设计工具普及率达到75%以上。光伏行业设备更新目标为，到2027年光伏产业关键环节智能制造、绿色制造水平大幅提升，量产效率、产品良率等性能持续提升，电耗、水耗等能耗指标明显降低，市场主流电池、组件等产品效率提高5%以上。

国家发改委发布《碳达峰碳中和重大宣示四周年 “碳达峰十大行动”取得积极成效》（9月23日）

9月23日，国家发改委发布《碳达峰碳中和重大宣示四周年 “碳达峰十大行动”取得积极成效》，对2020年以来，国家发展改革委和各地区、各部门推进“碳达峰十大行动”的进展进行阐述。

其中指出：

新型电力系统建设稳步推进。跨省跨区电力资源配置能力持续提升，截至2023年底，全国西电东送输电能力达到3亿千瓦，比2020年底提高4000万千瓦。电力系统灵活调节能力不断增强。截至2023年底，具备灵活调节能力的火电装机容量近7亿千瓦。截至今年6月底，抽水蓄能装机容量5439万千瓦，新型储能规模达到4444万千瓦/9906万千瓦时、平均储能时长2.2小时。

国家标准化管理委员会发布3项储能相关拟立项国家标准项目公开征求意见的通知（9月26日）

日前，国家市场监督管理总局（国家标准化管理委员会）发布一批拟立项标准公示。其中3项标准与储能相关。分别是《电化学储能构网型变流器技术规范》、《电化学储能电站安全评价导则》、《电力储能用飞轮储能变流器》。

黑龙江省发改委公开征求《关于进一步完善峰谷分时电价有关问题的通知（征求意见稿）》（9月18日）

9月18日，黑龙江省发改委公开征求《关于进一步完善峰谷分时电价有关问题的通知（征求意见稿）》意见，文件显示，根据黑龙江电力负荷特性和新能源消纳等情况，对每日用电时段划分进行调整。

• 高峰时段：7：00-8：00、9:00-11:30、15：30-20:00；

• 低谷时段：12:00-14:00、23:30-5:30；

• 其余为平时段。

据其时段划分，黑龙江工商业储能市场全天可以实现低谷高峰2次充放，平时段高峰1次充放，总计三充三放。

征求意见稿明确，暂停执行尖峰电价，今后根据电力供需状况适时启动尖峰电价。

以9月份电网代理购电价格为例，黑龙江1-10kV执行单一制电价的用户，尖峰低谷电价差可达0.9287元/kWh，高峰低谷电价差为0.7144元/kWh。1-10kV执行两部制电价的用户尖峰低谷价差为0.7376元/kWh，高峰低谷价差为0.5674元/kWh。

浙江省能源局下发《省能源局关于印发2024年度新型储能建设计划的通知》（简称《通知》）（9月21日）

近日，浙江省能源局下发《省能源局关于印发2024年度新型储能建设计划的通知》（简称《通知》）。文件披露了浙江省2024年度新型储能建设计划，总计19个项目，规模为1470MW/2866MWh。涉及火储联合调频、电网侧、用户侧三大场景。《通知》强调，要确保项目2024年底前开工，2025年6月底前并网投产。

各场景项目数量和规模如下：

电源侧3个，74MW/74MWh

电网侧11个，1330MW/2660MWh

用户侧5个，66MW/132MWh

广东省发展改革委发布关于公开征求《广东省新型储能电站建设运行管理办法（征求意见稿）》（9月23日）

9月23日，广东省发展改革委发布关于公开征求《广东省新型储能电站建设运行管理办法（征求意见稿）》意见的通告。

随之公布了《广东省新型储能电站建设运行管理办法（征求意见稿）》（以下简称《管理办法》）的具体内容。

文件提出，《管理办法》适用于广东省内接入10（6）千伏及以上电压等级公用电网并对外提供服务的新型储能电站，其他新型储能电站规划建设运营参照本办法执行。《管理办法》涉及储能电站规划、备案、建设、并网、安全应急等各个方面。

规划环节，文件提出：

1.拟建设的独立储能电站项目：应根据省规划布局指引，充分论证项目建设的必要性和可行性，按照各市规划建设方案、年度建设计划要求，重点开展项目规划选址、建设规模、建设条件论证和市场需求分析等工作，落实并网接入条件。2.电源侧新型储能电站：需纳入所在地市的新型储能电站年度建设计划。3.新型储能电站规划选址应充分考虑安全条件，严禁设置在高层建筑、商业综合体、人员密集和具有粉尘、腐蚀性气体场所内，不应贴邻或设置在生产、储存、经营易燃易爆危险品的场所，不应设置在重要架空电力线路保护区内，锂离子电池厂房不应建设在地下或半地下。

并网运行方面，文件提出：

1.新型储能电站配套电力送出工程应与电站本体建设相协调，保障同步规划、同步建设、同步投运。2.新型储能电站项目单位负责项目场址内集电线路和升压站工程的建设，电网企业统筹开展配套电网规划和建设。电网企业建设确有困难的，或新型储能电站与电网企业规划配套电力送出工程建设时序不匹配时，双方协商一致后允许新型储能电站项目单位自行投资建设，电网企业应积极配合。3.新型储能电站项目单位建设的配套电力送出工程，经协商同意，可由电网企业依法依规进行回购。4.新型储能电站在正式投运前应通过连续试运行。

消防应急上，文件强调：

1.新型储能电站的业主（项目法人）应组织编制专项应急预案和现场处置方案，强化常态化应急演练，并主动向本地区人民政府应急管理、消防救援、能源电力部门报备应急预案，与本地区人民政府有关部门建立消防救援联动机制。2.各级消防救援队伍加强电化学储能事故处置技战术研究，编制火灾扑救规程，开展专项训练和实地演练，积极协同属地新型储能电站，定期开展联合演练。

法国电力交易所再次出现超低负电价

据彭博社报道，9月第二周，法国电力交易所日中电价跌至-20欧元/兆瓦时。不仅如此，法国电网运营商RTE数据显示，今年1—6月，法国出现负电价时长达到233小时，较2023年同期的仅53小时大幅上涨；今年8月，该国负电价小时数更是达到308小时，刷新历史纪录。

实际上，法国并不是个例。欧洲国家中，西班牙、德国、荷兰、芬兰等国今年都出现了负电价。据行业研究机构ICIS数据，今年前8个月，欧洲国家中总计有7841个小时电价为负，负电价时长再创历史新高。其中，芬兰负电价问题最为突出，该国核电和水电装机量相对较高，由于无法在短期内快速降低发电产能，风光大发带来的电力过剩对电价刺激更为明显。

分析指出，出现负电价现象，一方面源自欧洲可再生能源装机快速增长，短时风光大发导致供应过剩；另一方面则受到经济疲软影响，整体工业用能需求偏低，加剧了电力供需失衡。

根据RTE数据，当前，法国风电和光伏发电量占到电力供应的15%以上，与往年相比涨幅明显，尤其在夏季，风光大发的可能性进一步增加，整体来看该国电力供需处于失衡状态。

中国能源研究会理事长史玉波：

西部地区是国家能源战略基地，为新型储能规模化发展提供了丰富的应用场景

伴随可再生能源的高速发展，我国新型储能产业迎来了爆发式增长，据不完全统计，截至2024年6月底，我国新型储能累计装机已超过百吉瓦时，2024年上半年新增投运百兆瓦级项目数量同比增长30%，压缩空气、液流电池、重力储能、钠离子电池等多种非锂储能技术产业化进程加速，可再生能源配储、独立储能成为储能最重要的应用场景，从而为解决西部可再生能源面临的新能源消纳、电力保供和西电东送等诸多挑战提供了重要技术支撑。与此同时，西部地区各级能源主管部门积极出台相关措施，服务新型储能项目建设，重点围绕电力市场化交易、调峰辅助服务、容量电价机制及共享租赁四个方面为新型储能项目盈利拓展渠道。

结合储能与可再生能源融合发展，提出几点思考与建议：

一是加强政策引导与支持。结合西部地区能源产业布局特点，从财税、融资方面加强支持，降低企业投资储能项目成本，提高项目盈利能力，同时建立健全储能项目的市场化交易机制，积极推动储能电站参与电力市场，通过市场化手段实现储能价值的最大化。

二是优化产业布局与资源配置，根据西部地区的资源禀赋、电网结构、市场需求等因素，科学规划储能项目的布局，确保储能项目与可再生能源项目的协同发展，同时积极打造西部地区新型储能产业集聚区。

三是加强储能技术创新，通过‘揭榜挂帅’等方式开展本质安全锂电池储能技术迭代升级和非锂储能技术联合攻关，积极开展新型储能技术示范项目，验证储能技术可行性，积累运行经验，探索储能电站与电网互动技术与模式。

四是加强储能电站安全管理和标准制定，持续优化储能电站安全管理体系，明确安全责任主体和职责划分，建设并运维好电化学储能电站安全监测信息平台；同时在储能电站设计、施工、验收、维护等方面加快标准制修订，把好储能安全发展底线。