国家能源局发布《新型储能电站建设工程质量监督检查大纲（征求意见稿）》

8月29日，《通知》指出9月2日，国家能源局综合司发布关于公开征求《新型储能电站建设工程质量监督检查大纲（征求意见稿）》意见的通知。其中指出，《大纲》适用于电力行业（电源侧和电网侧）功率100兆瓦及以上电化学储能、压缩空气储能电站建设工程，其他规模以及其他类型新型储能电站建设工程可参照执行。

《大纲》主要包括通用部分监督检查和专用部分监督检查。

通用部分监督检查包括首次、地基处理、主厂房（变电站）主要设备安装前、厂用电（变电站）受电前、建筑工程交付使用前等不具有明显技术路线特征的通用性监督检查，并按照建设时序设置检查阶段。

专用部分监督检查根据工程类型分为电化学储能电站工程监督检查和压缩空气储能电站工程监督检查。专用部分监督检查设置必检节点，同时针对达到一定条件的相关工程的关键施工环节增设专项监督检查节点。

电化学储能电站工程监督检查，设置电化学储能单元启动前1个必检节点，同时针对功率大于400兆瓦的电化学储能电站，增设电化学储能单元电池预制舱吊装前1个专项监督检查节点。

四川省经济和信息化厅发布《四川省新能源产业链建圈强链发展规划（2025—2027年）》

四川省经济和信息化厅发布《四川省新能源产业链建圈强链发展规划（2025—2027年）》。文件提出，围绕“新型储能材料研发—系统集成—储能装备—装备回收”全产业链，构建多技术路线协同、安全高效的新型储能产业体系。面向多类型、多时间尺度、大规模应用场景储能需求，促进新型储能技术产品多元化发展，突破高效集成、智慧调控、全生命周期多维度安全等技术，大幅提升可靠性和转化效率。

青海省发展和改革委员会印发《青海省发挥绿电优势推动产业外向型发展实施方案》

9月2日，青海省发展和改革委员会印发《青海省发挥绿电优势推动产业外向型发展实施方案》。《方案》提出，提升储能调峰能力。持续优化储能发展政策与市场环境，加快省内电力现货市场建设，完善现货限价规则，适当拉大现货限价上下限，推动新型储能参与现货市场，通过“低充高放”的方式为新型储能留足收益空间，引导新型储能健康有序发展。加快形成短中长周期互补的储能调节体系，充分发挥储能削峰填谷作用。

河北省发展和改革委员会下发《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》

近日，河北省发改委发布《河北省发展和改革委员会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》，明确加快建设进度、统筹规划布局、梳理滞后项目等。

在加快建设进度方面，通知明确：对列入2022年电网侧独立储能项目清单但未全容量并网项目，各市要指导建设单位加快剩余模块建设或及时提出调整申请。

对在建续建项目，各市要全力推动项目建设确保按照批复时限建成并网，更好发挥电力调节作用，促进新能源消纳。

对纳入建设计划的前期项目，各市要指导项目建设单位加快推进前期工作，抓紧办理项目接入手续，早开工、早建设、早投运。

在统筹规划布局方面，通知指出：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。

重庆市发展和改革委员会发布关于公开征求《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告

8月25日，重庆市发改委发布关于公开征求《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告，对新能源项目机制电量、电价、执行期限做出规定。文件同步发布《重庆市新能源发电项目机制电价竞价实施细则》、《重庆市新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算方案》。 

存量项目

机制电量：存量项目纳入机制电量规模衔接现行保障性收购政策，规模上限为100%。首次未在规定时间内与电网企业签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》的，分布式项目机制电量比例默认按100%执行，集中式项目默认放弃机制电量。机制电价：存量项目的机制电价按现行煤电基准价0.3964元/千瓦时执行。执行期限：集中式和分散式风电项目、集中式光伏发电项目执行期限按各项目2025年12月31日剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定，分布式光伏发电项目按照投产满20年对应时间确定。 

增量项目

机制电量：竞价电量规模根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。第一年纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与我市现有新能源非市场化比例适当衔接，单个项目申请纳入机制的电量占其全部上网电量的比例应低于100%。机制电价：增量项目机制电价通过竞价确定。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均可参与竞价。按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。 

执行期限：增量项目竞价结果执行期限暂按12年确定。竞价上下限：增量项目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，最高不得超过现行煤电基准价。初期考虑同期先进电站造价（仅包含固定成本）折算度电成本等因素确定竞价下限。竞价上下限具体水平在每年竞价通知中明确。机制电价竞价细则规定：首次竞价申报主体为2025年6月1日至2026年12月31日（含）投产的新能源项目。初期区分风电和光伏两个发电类型组织竞价，条件成熟后不再区分。结算电量方面：存量项目每月机制电量按实际上网电量与机制电量比例执行，不限制年度机制电量规模。增量项目每月执行机制电量根据实际上网电量与机制电量比例确定。月度已执行机制电量累计达到当年机制电量规模时，超过部分及后续月份电量不再执行机制电价，若年末累计未达到年度机制电量规模，不跨年滚动清算。项目全容量投产不满一年的，本年度机制电量规模按照机制电价实际可执行月份等比例折算。

陕西省发展和改革委员会发布《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》

9月3日，陕西发改委关于公开征求《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告发布。方案表示，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。新能源项目以报量报价方式参与交易，其中分布式、分散式新能源项目可直接参与交易，也可聚合后参与交易，如未参与交易申报，则作为价格接受者按月度发电侧实时市场同类项目（区分风电、光伏两类）加权均价进入市场。

新能源存量项目：

2025年6月1日以前全容量投产（集中式新能源项目投产容量以达到核准或备案容量为准，投产日期以电力业务许可证为准；其他新能源项目投产容量和日期以电网企业业务系统为准）。机制电量：纳入机制的电量规模妥善衔接现行具有保障性质的上网电量规模相关政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量，但不得高于上一年。机制电价：按陕西省煤电基准价执行（0.3545元/kWh），其中榆林地区分别按当地煤电基准价执行。执行期限：按2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份（具体到月）与投产满20年对应年份（具体到月）较早者确定。

新能源增量项目：

2025年6月1日起全容量投产的新能源增量项目。电量规模：首轮竞价的机制电量总规模，按2025年6月1日至2026年12月31日期间投产的新能源项目预计年度上网电量的50%确定，机制电价及单个项目机制电量规模通过自愿参与竞价形成。单个项目申报的机制电量规模不超过其预计上网电量的80%。竞价范围：竞价工作由国网陕西省电力有限公司组织开展。首次竞价范围在每千瓦时0.18元至每千瓦时0.3545元。

执行期限：考虑回收初始投资确定为10年。新能源可持续发展价格结算机制的结算方式：机制电量每月按机制电价开展差价结算，差价结算费用=机制电量×（机制电价-市场交易均价）。差价结算费用纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊或分享。市场交易均价按月度发电侧实时市场同类项目加权均价确定。机制电量不再开展其他形式的差价结算。单个项目机制电量按比例分解至月度，机制电量比例=（年度机制电量÷预计年度上网电量）×100%，月度机制电量=月度实际上网电量×机制电量比例。当年已结算机制电量达到年度规模，则当月超出部分电量及后续月份不再执行机制电价；已结算机制电量年底未达到年度规模，则不足部分电量不再执行机制电价，不跨年滚动。

安徽省发改委发布《安徽省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（征求意见稿）》

8月29日，安徽省发改委发布《安徽省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（征求意见稿）》。文件提出，推动新能源上网电价全面由市场形成。推动全电量参与市场交易。新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。根据市场建设情况，适时推动生物质能等各类电源参与市场交易。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。 

参与市场交易方式。具备上网电力预测条件、能执行电力调度机构功率控制指令的新能源项目及虚拟电厂（能源聚合类）可以“报量报价”参与现货市场。同时，所有新能源项目及虚拟电厂（能源聚合类）也可以“不报量不报价”方式，作为价格接受者参与现货市场。 

参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按跨省跨区送电相关政策执行。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原有规定执行。 

结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用由全体工商业用户分摊或分享。现货连续运行期间，市场交易均价为同类型项目所有节点实时市场分时月度加权交易均价；现货未连续运行期间，原则上按同类型项目活跃周期中长期交易加权平均价格确定。

存量项目：2025年6月1日以前投产的新能源项目 

（1）电量规模：按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定。单个项目年机制电量比例，按其2024年度上网电量扣减当年中长期（含绿电）合同实际结算电量（小于零则按零处理，下同）占当年上网电量的比例确定。新能源项目在机制电量规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级（不含增容）等方式，主动参与市场竞争。 

（2）机制电价：按我省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）执行。部分项目已有文件明确其上网电价的，以该上网电价（不含补贴）作为其机制电价。

（3）执行期限：按自投产之日起满20年与剩余全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）较早者确定。  

增量项目：2025年6月1日起投产的新能源项目 

（1）电量规模：每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。增量项目机制电量均通过竞价获得，单个项目申请纳入机制的电量不得高于其年上网电量的一定比例（2025年竞价为85%），后期将根据新能源发展情况适时调整。年上网电量按年合理利用小时数计算，风电、光伏年合理利用小时数分别按1800小时、1100小时确定。已投产的增量新能源项目在参与竞价获得机制电量前，可以参与月度及以下中长期交易，不对项目竞价申报电量上限产生影响。增量新能源项目年度机制电量比例按其竞价获得的年机制电量占年合理利用小时数对应电量的比例确定。月度机制电量比例与年度机制电量比例保持一致。若当年已结算机制电量达到年度机制电量规模，则当年内该月超过部分及后续月不再执行机制电价，若全年结算的机制电量未达到当年机制电量规模，年度剩余的机制电量不进行跨年滚动。

（2）机制电价：每年组织具备条件的新能源项目自愿参与竞价，竞价分类方式根据新能源发展情况确定。竞价时按报价从低到高的原则确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。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，确定竞价上下限。分布式新能源可自行参与竞价，也可由聚合商代理参与竞价，每次竞价代理项目总容量不高于100兆瓦。出清价格机制。将所有竞价项目按其申报电价进行由低到高排序，采用边际出清方式确定出清价格，原则上取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价。如多个项目申报价格与出清价格相同时，各项目入选电量按照申报电量权重进行分配。机制电价起始时间。机制电价执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。入选项目，若投产时间在次年1月1日之前的，自次年1月1日起执行；若投产时间在次年1月1日及之后的，自实际投产时间的次月1日起执行。当年机制电价执行不满12个月的，机制电量规模按相应月份等比例折算。资质审核通过的未投产项目应向竞价工作组提交履约保函，其中分布式新能源聚合商按代理未投产项目容量提交履约保函。保函金额应不低于项目装机容量、该类电源年合理利用小时（光伏1100小时、风电1800小时）、安徽省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）三者乘积的5%，保函自项目申报投产日期起生效，有效期至少9个月。

（3）执行期限：按同类型项目回收初始投资的平均期限确定。2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目，可单独组织竞价，由企业自愿参与。通过单独竞价纳入机制的项目，其相应储能容量不再获得容量补偿收益。退出机制。已纳入机制电价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，均不再纳入机制电价执行范围。擅自增加并网发电容量的项目，按自愿退出机制处理。2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目及存量项目，已承诺通过租赁方式落实储能配置的，在其全生命周期内继续按承诺租赁储能，否则按自愿退出机制处理。

国际能源署: 今年全球可再生能源发电量或将首超煤炭发电

国际能源署（IEA）近期发布的《2025电力年中更新报告》（Electricity Mid-Year Update 2025）指出，全球电力需求正以远超能源总需求增速的态势强劲上扬，预计2026年全球用电量将突破29000太瓦时，创下历史新高。

2030年，美国电厂退役加上电力负载增长将导致该国停电风险增加100倍

美国能源部发布《美国电网可靠性和安全性评估报告》，其中明确指出，到2030年，美国电厂退役加上电力负载增长将导致该国停电风险增加100倍，特别是人工智能驱动的数据中心增长，将威胁到美国能源安全。