国家发改委、国家能源局联合发布的《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》

9月8日，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》指出，到2027年，能源与人工智能融合创新体系初步构建，算力与电力协同发展根基不断夯实，人工智能赋能能源核心技术取得显著突破，应用更加广泛深入；到2030年，能源领域人工智能专用技术与应用总体达到世界领先水平。

在人工智能+能源新业态板块，要求围绕能源保供和绿色低碳转型需求，推进人工智能技术在虚拟电厂（含负荷聚合商）、分布式储能、电动汽车车网互动等灵活性调节资源中的应用，提升负荷侧群控优化和动态响应能力；加强人工智能技术在新型储能与电力系统协同优化调度以及全生命周期安全中的应用。

专栏2中指出，园区智能降碳方面，基于光伏、储能等设备运行数据，园区智能降碳协同控制系统实时动态优化能源调度策略，结合电价与碳排放因子自动调节空调温度、充电桩功率及设备启停时序，通过增强现实可视化界面和语音助手向用户推送个性化节能建议，形成“碳-能-费”智能协同模式。

新型储能智能化运行方面，针对新型储能动态适配电力系统调度、广域协同互动、弱电网支撑、电池装备安全监测、设备本体评估与运维，通过人工智能技术，提升面向弱电网的多类型储能协调控制能力，构建新能源与配建新型储能广域协同优化控制、储能电站智能评估、智慧运维决策支持、全生命周期安全等应用体系，提升系统友好型新能源电站的电力供应保障能力。

国家发改委发布新一轮输配电价征求意见稿

9月8日，国家发改委发布新一轮输配电价征求意见稿。其中《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》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，不得计入输配电定价成本。本办法自2025年11月1日起实施，有效期为10年。

《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》也明确提出，电动汽车充换电服务等辅助性业务单位资产，抽水蓄能电站、新型储能电站、电厂资产，独立核算的售电公司资产，不得纳入可计提收益的固定资产范围。本办法自 2026 年1月1日起实施，有效期为10年。

与此同时，该文件还提出：两部制电价的容（需）量电价与电度电价，原则上参考准许成本中折旧费与运行维护费的比例核定。电网企业服务于新能源就近消纳等新型主体时，探索实行单一容量制电价。

《区域电网输电价格定价办法（修订征求意见稿）》明确了输电价格的计算方法，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：

电量电费随区域电网实际交易结算电量收取，由购电方支付。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。

各省级电网公司向区域电网支付的容量电费，以区域电网对各省级电网提供安全及可靠性服务的程度为基础，综合考虑跨区跨省送（受）电量、年最大负荷、省间联络线备用率和供电可靠性等因素确定。

《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（修订征求意见稿）》明确，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。

《编制说明》指出，本次主要修订四个方面，其中适应建设新型电力系统新要求修订的内容。一是明确对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程，探索实行两部制或单一容量制电价，以提高通道利用率、促进电力资源更大范围优化配置。二是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，适应公共电网需随时提供稳定供应保障服务的形势，促进新能源开发利用。

青海省发改委发布《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》公开征求意见稿

9月8日，青海省发改委发布《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》公开征求意见稿。其中提到，统筹考虑电力系统建设时序、容量需求、工商业用户承受能力等因素，适时有序建立独立新型储能、抽水蓄能、光热发电、水电等市场化发电机组容量补偿机制。电源有效容量按发电特性进行分类，其中：持续调节性电源主要包括火电、可调节水电（原则上为季调节及以上水电）；不可持续调节性电源主要包括抽水蓄能、新型储能、光热发电；不可调节性电源主要包括风电、光伏、不可调节水电（原则上为季调节以下水电）。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行，对应电量不纳入机制电量。

适当放宽现货限价，申报价格上、下限分别考虑工商业用户尖峰电价、新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。

不得将配置储能作为新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

存量项目机制电量：扶贫、特许经营权、“金太阳”、分布式光伏、分散式风电、光热发电上网电量全额纳入机制电量范围。光伏应用“领跑者”项目按照年发电利用小时数1500小时纳入机制电量范围。2021年1月1日以后投产的平价光伏项目按装机容量等比例分配36亿千瓦时机制电量；平价风电项目按装机容量等比例分配5.1亿千瓦时机制电量。

机制电价：扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、平价项目机制电价水平按照青海省新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行；“金太阳”项目按照青海省脱硫燃煤机组标杆电价0.3127元/千瓦时执行；分布式光伏、光热项目按照现行价格政策执行。

增量项目竞价电价：竞价上限根据同类型电源合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期为避免无序竞争设定竞价下限，具体参考同类型电源发电成本、支持新能源发展需要等因素确定。竞价上下限在每年竞价通知中发布。

申报上限：集中式单个项目机制电量申报上限=装机容量(交流侧)×该电源类型年度发电利用小时数×（1-厂用电率）×上限比例。

分布式（分散式）项目机制电量申报上限=装机容量(交流侧)×(1-年度自发自用电量占发电量的比例)×该电源类型年度发电利用小时数×上限比例。

河北省发展和改革委员会发布《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《河北省深化新能源上网电价市场化改革增量新能源项目竞价工作方案》征求意见稿

9月8日，河北省发展和改革委员会发布《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《河北省深化新能源上网电价市场化改革增量新能源项目竞价工作方案》征求意见稿。

文件指出，存量项目结合当前新能源入市实际情况，分类确定新能源项目参与机制电量占上网电量的比例上限：集中式风电70%、集中式光伏40%（其中扶贫部分100%）、10kV及以上并网的工商业分布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式风电100%。对于同一电站兼具多种类型电量的，按相应类型容量占比加权确定其执行机制电量的最高比例。新能源发电项目可在规模上限范围内每年自主确定执行机制电量的比例，但不得高于上一年。

机制电价按河北南网现行燃煤发电基准价0.3644元/千瓦时执行。冀北电网按冀北电网现行燃煤发电基准价0.372元/千瓦时执行。

增量项目单个项目申报规模=项目装机容量×同类项目近三年平均发电利用小时数×（1-厂用电率）×机制电量申报比例。

省发展改革委统筹考虑新能源合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，逐年确定、发布增量项目竞价的上限，上限暂不高于燃煤发电基准价。

风电、光伏执行期限暂定为10年、12年，后续根据市场运行实际情况调整。海上风电、海上光伏单独组织竞价，确定纳入机制的电量规模和机制电价，执行期限暂定为14年。

内蒙古自治区能源局发布《蒙东电力市场规则体系（试行）（征求意见稿）》

9月5日，内蒙古自治区能源局发布《蒙东电力市场规则体系（试行）（征求意见稿）》。其中包括《蒙东电力市场运行基本规则（试行）》《蒙东电力市场注册实施细则（试行）》等9个文件。

《蒙东电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行）》中提出，独立储能AGC充放电调节步长为独立储能额定功率的2%，每个指令时间间隔1分钟，累加计算调整。独立储能AGC具有充放电高频闭锁功能，系统频率大于50.05HZ时，储能所有装置不继续增加放电功率，系统频率小于49.95HZ时，储能所有装置不继续增加充电功率。确保储能装置充放电异常时（超出上报的额定功率或菏电状态），有告警、停止调用等功能。

独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊或分享。调频深度补偿费用按照上网电量和用电量1：k调频深度补偿进行分摊，分摊比例由政府价格主管部门确定。

《蒙东电力需求侧响应交易实施细则（试行）》中指出，拥有储能、V2G、自备电源等资源且具备并网反向送电能力的用户，在评估响应结果时应叠加并网点计量的反向电量。

日前和紧急需求侧响应补偿费用首先由考核费用及需求侧响应用户市场日清算获利回收费用进行冲抵，冲抵后还有剩余费用向除居民农业用户及独立储能外的市场化发电企业以及市场化电力用户、电网企业代理用户按照月度实际上网电量及用电量占比进行分摊或返还。

《蒙东电力现货市场交易实施细则（试行）》中指出，新能源场站与其投资建设的配套储能装置作为联合主体参与现货市场；配套储能满足相关独立储能要求时，可自愿转为独立储能运行，并作为独立储能参与现货市场。独立储能按自然月自愿选择“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。

当新能源场站与竞价燃煤机组、独立储能报价相同时，新能源享有同等条件下的优先出清权。“报量不报价”的独立储能在日前现货市场、日内实时现货市场中优先出清，不参与市场定价。

独立储能电能量报价：独立储能电能量充、放电报价分别不高于10段，每段需申报出力区间起点、出力区间终点以及该区间报价。第一段出力区间起点为最大充电功率（负值），最后一段出力区间终点为最大放电功率（正值），每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报价段的出力终点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。报价曲线必须随出力增加单调非递减。每段报价段的长度不能小于报价出力段单段最小区间长度，报价出力段单段最小区间长度为Max{（最大放电功率－最大充电功率）×5%，1兆瓦}，且出力区间不得跨越充电、放电功率。每段报价的电能量价格均不可超过事前规定的申报价格的上、下限范围（R3）。

独立储能现货市场电价：市场初期，独立储能同时参与中长期市场和现货市场时，独立储能实际放(发)电量现货结算电价为所在电气节点的节点电价，独立储能实际充(用)电量现货结算电价为全网用户侧统一结算点电价且需参与各项市场运营费用(除省间损益费用及阻塞费用)相关结算科目的分摊或返还。独立储能参与现货市场未参与中长期市场时，独立储能实际放(发)、充(用)电量现货结算电价为所在电气节点的节点电价，且无需参与各项市场运营费用相关结算科目的分摊或返还。

江西省发展和改革委员会发布关于公开征求《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套细则意见的公告

9月8日，江西省发展和改革委员会发布关于公开征求《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套细则意见的公告。

推动新能源上网电量参与市场交易。省内新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。集中式风电、光伏项目原则上以报量报价方式直接参与市场交易。分散式风电、分布式光伏项目，鼓励直接或聚合后，以报量报价方式参与市场交易；对于未直接或聚合参与的，作为价格接受者参与市场交易。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

存量项目

2025年6月1日以前投产的存量新能源项目，机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，已参与绿电交易的新能源不纳入机制电量范围，机制电价统一按江西省煤电基准价执行（煤电基准价为0.4143元/kWh）

执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行。

集中式新能源投产容量以项目核准（备案）容量为准，投产时间以电力业务许可证中核准（备案）发电机组最晚投产时间为准；分布式新能源投产容量及时间以电网企业营销系统中项目的“并网容量”和“并网日期”为准。

增量项目

2025年6月1日及以后投产的增量新能源项目，机制电量年度总规模，综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。

机制电价由竞争形成，具体按照边际机组报价确定，同一批次、同类型项目机制电价水平相同。

竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期为避免无序竞争，设置竞价下限和申报充足率下限，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本。

执行期限，根据同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

增量项目2025年首次竞价，暂定于2025年10月组织开展，首次竞价范围为2025年6月1日至2026年12月31日增量新能源项目。

新能源可持续发展价格结算退出机制。新能源项目每年可在上限比例范围内，自主确定当年执行机制的电量比例，但不得高于上一年。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。电网企业应建立定期校验机制，做好新能源项目到期退出管理。

完善辅助服务市场机制。优化江西省辅助服务价格机制，符合规定的调频、备用辅助服务费用，原则上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，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。

甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》

9月8日，甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》。文件明确，电网侧储能可以独立主体身份参与辅助服市场交易；电源侧储能可与发电机组视为整体，参与辅助服务市场交易。用户侧储能暂不允许向电网反向送电。

电网侧储能充电功率应在1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC），并以独立主体身份接受电网统一调度，向电网提供辅助服务的储能设施。电源侧储能与发电机组视为整体，向电网提供辅助服务的储能设施。

各市场主体以AGC控制单元为单位，可以在电力交易平台申报未来一周每日96点调频里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为15元/兆瓦，申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。

调频辅助服务市场补偿费用，由电力用户用电量、电网侧储能下网电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分摊。

调试运行期的发电机组和电网侧储能，以及退出商业运营但仍然可以发电上网的发电机组（不含煤电应急备用电源）和电网侧储能分摊费用不超过当月调试期电费收入的10%。分摊费用超过当月调试期电费收入10%的部分，由电力用户用电量、电网侧储能下网电量、未参与电能量市场交易的上网电量和其余纳入省内电力电量平衡的新能源企业上网电量（含未按照独立控制区运行的直流配套新能源电量）分摊。

河北发改委印发《关于加快推进独立储能项目建设提升电力调峰和新能源消纳能力的通知》

8月20日，河北发改委印发《关于加快推进独立储能项目建设提升电力调峰和新能源消纳能力的通知》，其中提出加快建设进度。为加强独立储能项目规划布局，实现集约、高效、有序发展，后续不再组织电源侧配建、共享储能转独立储能工作。电源侧配建、共享储能不享受独立储能价格政策。

据悉，2022年5月，河北发改委曾印发《全省电网侧独立储能布局指导方案》和《全省电源侧共享储能布局指导方案（暂行）》，规划到“十四五”末，在全省23个重点县区新建共享储能电站27个，建设规模约500万千瓦。而在《河北省2025年拟安排独立储能项目清单》中，共安排了储能项目共37个、6.4GW/20.86GWh。（详细项目清单见文末）

2024年河北发改委发布《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》，确认独立储能电站可享受容量电价。其中2024年5月31日前并网发电的，年度容量电价按100元/千瓦（含税、下同）执行，2024年6月1日至9月30日并网发电的，容量电价逐月退坡、分别为90元/千瓦、80元/千瓦、70元/千瓦、60元/千瓦，2024年10月1日至12月31日并网发电的，年度容量电价按50元/千瓦执行。独立储能电站容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户按月分摊。

西班牙皇家法令法：将储能列为"公共用途"并纳入"紧急审批"绿色通道

西班牙储能市场正迎来历史性政策拐点。2025年4月，一场波及西班牙、葡萄牙及周边多国的全国性大停电，影响超5000万人，暴露了电网对高比例可再生能源的脆弱性。如今，西班牙储能交易环节又迎来了新规，或许将破解项目融资难的问题，加速西班牙储能项目落地，以解决用电缺口问题。

据悉，西班牙政府已经出台《皇家法令法7/2025》，将储能明确列为"公共用途"并纳入"紧急审批"绿色通道，同时设定了到2030年实现22.5GW的储能装机目标。有信息显示，当前西班牙已有14GW储能项目获得并网许可，其中7GW处于审批阶段、17.3GW项目等待批复。若这些项目全部落地，西班牙储能装机将从现有的24MW跃升1000倍。其实，西班牙电力批发市场日内价差已经非常可观，以2025年8月27日为例峰谷电价差高达64.47欧元/MWh，全年平均峰谷价差也可维持在24-38欧元/MWh区间，为储能项目创造了极具吸引力的套利空间。另外，根据IDAE《EBAFLEX》报告测算，部署5GW集中式+1.4GW分布式合计6.4GW电池储能，并配合完成20%需求侧响应，则每年可为西班牙国家电力系统节省14.47亿欧元，并节约配网改造成本3.75亿欧元。而针对电池储能的长期购电协议（PPA）模式或许将系统性化解上述痛点。在法国、德国、意大利或英国等地，7年期单纯电池储能PPA已经落地，可以为工业用户提供固定电价，同时显著提升项目融资盈利能力。专家指出，PPA模式将加速推动首批储能项目释放市场活力，并通过辅助服务市场和峰谷套利获得收益。不过，西班牙储能市场仍存在审批周期长的痛点，尽管项目施工安装进需要4个月，但项目获得行政许可平均需2年时间，严重影响项目推进。