时间:2025-09-06 来源：原创/投稿/转载作者：管理员点击:
：国家明确2027年虚拟电厂调节能力达2000万千瓦，2030年达5000万千瓦，推动分散资源聚合参与电力市场，提升电网灵活性。
：鼓励虚拟电厂提供节能服务、碳交易等增值服务，探索跨省交易，拓宽收益渠道。政策首次提出虚拟电厂可作为独立主体参与现货及辅助服务市场，突破传统电力交易模式。
：新发布的《电力辅助服务市场基本规则》明确调频、备用等辅助服务与现货市场联合出清机制，推动储能调频性能系数（K值≥0.6）与补偿直接挂钩，提升储能经济性。
：调频里程报价范围（5-15元/MW）及缺省报价机制（5元/MW）为储能企业提供价格锚点，避免恶性竞争。
：第二批绿色低碳技术示范清单纳入101个项目，覆盖构网型储能、压缩空气、液流电池等技术，加速技术商业化验证。
：支持民企投资新型储能、光储充一体化等新业态，政策首次提出利用国内外智库资源帮助储能企业“走出去”，推动国际竞争力提升。
：合肥提出2025年建成5座百兆瓦级独立储能电站，浙江要求新能源项目配置快速调压能力，地方装机目标明确推动储能规模化应用。
：内蒙古布局重力/压缩空气储能，吉林探索氢储能，地方因地制宜选择技术路线，避免同质化竞争。
：江苏、安徽扩大工商业分时电价执行范围，拉大峰谷价差至15元/MW，用户侧储能套利空间显着提升。
：江西明确独立储能准入条件（≥5MW/1h），山东允许虚拟电厂配储突破分布式光伏接入限制，政策松绑释放灵活性。
：北京修订《电力储能系统建设运行规范》，杭州明确储能舱防火间距（≥3m）和能量限制（≤50MWh/分区），倒逼企业提升安全技术。
2025年4月政策释放明确信号：中国储能产业正从“政策驱动”向“市场驱动+技术驱动”双轮驱动转型。国家层面完善市场规则，地方层面聚焦场景创新，行业进入高质量发展新阶段。企业需重点关注技术差异化、商业模式创新及国际市场布局，以应对未来竞争格局变化。