据北极星储能网不完全统计，2024年12月，共发布了95项有关储能的政策。国家层面8个，地方层面87个。地方政策中，新能源配储类18个，补贴类8个，电力市场类31个，电价类4个，发展规划类19个，管理规范类3个，科技装备类4个。

综合整月，电力市场类政策居多，有湖北、云南、安徽等多个省份都印发了中长期交易规则；新能源配储类政策中，大多明确了配储规模与时长，又有地区针对分布式光伏提出配储需求，山东等小部分地区支持储能容量租赁；补贴政策中，浙江永康地区达到了0.8元/千瓦时的补贴。市场方面，南方区域两个细则调整，储能参与各类市场补偿标准大幅下降；陕西针对储能调频出台文件。

国家层面

3日，商务部公告2024年第46号《关于加强相关两用物项对美国出口管制的公告》规定，原则上不予许可镓、锗、锑、超硬材料相关两用物项对美国出口；对石墨两用物项对美国出口，实施更严格的最终用户和最终用途审查。

5日，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》。支持新型经营主体创新发展。新型经营主体应当持续提升技术管理水平和调节能力，更好适应新型电力系统需要。鼓励虚拟电厂聚合分布式光伏、分散式风电、新型储能、可调节负荷等资源，为电力系统提供灵活调节能力。

11日，中华人民共和国国家发展和改革委员会令第27号《电力监控系统安全防护规定》发布，适用于电力监控系统运营者以及与其相关的规划设计、研究开发、产品制造、施工建设、安装调试等单位。其中，电力监控系统包括但不限于实现继电保护和安全自动控制、调度监控、变电站（换流站）监控、发电厂监控、新能源发电监控、分布式电源监控、储能电站监控、虚拟电厂监控、配电自动化等。

17日，工信部等三部门发布《标准提升引领原材料工业优化升级行动方案（2025—2027年）》。重点开展电池膜材料、新能源电池材料等关键战略材料标准制修订，以及固态电池材料等前沿新材料标准制修订。

19日，国家能源局发布《2024年能源领域拟补充立项行业标准制修订计划项目》。其中包括电化学储能电站安全预评价规程，该标准适用于电化学储能电站安全预评价工作，规定了电化学储能电站安全预评价的具体要求，主要关注电站设计方案和设备技术要求风险等，计划于2025年底完成。

23日，工信部2024年第42号《新能源汽车废旧动力电池综合利用行业规范条件（2024年本）》。鼓励综合利用企业在废旧动力电池入库前将电池中残留的余电通过外接电路法释放到储能设施、工厂微电网或电网再利用。

27日，《国家能源局公告》2024年第4号批准276项能源行业标准，其中包含《电池储能系统储能协调控制器技术规范》和《液流电池储能电站检修规程》。

31日，国家能源局综合司等三部门发布《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》提出，在工业绿色微电网、船舶、航空、轨道交通等领域实现示范应用，形成一批氢能交通、发电、储能商业化应用模式。开发低成本、高可靠、可离网运行的“光伏+储能”技术及产品，不断提升制用低成本绿电的供给。

地方层面

新能源配储类

惠州市能源和重点项目局发布《惠州市推进分布式光伏高质量发展实施方案（2024—2030年）》。因地制宜构建综合交通枢纽“光伏+储能+充电+微电网”的交通能源系统。优先支持在具备可接入容量的地区开发建设分布式光伏项目，对存在消纳困难的区域，分布式光伏项目可通过配建新型储能设施、实施汇集升压接入等措施解决接入能力和承载能力不足问题。

广东江门市发展和改革局发布《江门市推进分布式光伏高质量发展实施方案（2024-2030年）》。强调开展“分布式光伏+储能”应用试点，减轻电网消纳负担，促进新型储能产业发展。加快光伏储能设施建设，鼓励光伏电站合理配置储能系统，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。

河北省发改委发布《关于公布第一批开发区分布式新能源试点名单的通知》。冀北电网和河北南网区域试点开发区分布式光伏项目需分别按照20%、15%比例配置储能，时长不低于2小时。鼓励项目单位通过共建或租赁等方式灵活配置新型储能，并与光伏项目同步投产。

湖北省能源局发布《湖北省能源局关于开展2024年常规新能源发电项目竞争性配置的通知》。光伏项目按照25％／2小时、风电项目按照30％／2小时增配新型储能；在基础配储比例之上，再自愿增配一定规模的储能容量，作为竞争因素。

河南省人民政府发布《河南省加快推进源网荷储一体化实施方案》。加强储能与源网荷协同互补。根据不同应用场景，结合新能源发电装机规模、电网运行负载率等因素，源网荷储一体化项目合理配置一定比例的储能设施，支撑绿色电力就地就近消纳。

佛山市人民政府发布《佛山市推进分布式光伏高质量发展实施方案》。推进综合交通枢纽因地制宜构建“分布式光伏+储能+微电网”的交通能源系统，鼓励新建大型交通枢纽同步设计、同步建设、同步投运分布式光伏，实现能装尽装。对存在消纳困难的区域，鼓励通过配建新型储能设施、实施汇集升压接入等措施解决接入能力和承载能力不足问题。

辽宁省发改委发布《关于开展“千乡万村驭风行动”助力辽宁美丽乡村建设试点工作的通知（征求意见稿）》。项目需满足采集、监视、执行电力调度机构指令的要求，并鼓励配套建设储能（储热）设备。

甘肃清水县发改局发布《清水县“千乡万村驭风行动”试点项目竞争性配置公告》。配项目新增储能不低于项目规模的10%，储能实施连续储能时长均不低于2小时，鼓励选择效率更高的集中式电网侧储能方式。

河南省发改委发布《关于开展新能源配建储能转为独立储能工作的通知》。已投运或在建的配建储能可按要求转为独立储能，新能源配建储能转为独立储能后，享受独立储能项目价格政策，充放电费用由电网企业统一结算，参与电力辅助服务市场。原有新能源项目应通过租赁方式落实自身配储责任，租赁容量不低于新能源开发方案要求其配置储能容量。

贵州毕节市能源局发布《毕节市促进煤电和新能源联营方案》。按照光伏、风力新能源发电企业需要配置10%以上容量的储能电站的要求，鼓励新能源企业与储能电站进行资产优化重组、交叉持股、长期契约、托管兼并等方式，开展实质性联营。鼓励火电端储能电站向新能源发电企业提供储能租赁服务，由新能源企业支付储能租赁费用。

内蒙古自治区能源局发布《关于做好2025年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》。新能源场站根据自身经营需要，自主调用配建储能充放电；在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，电力调度机构对调管范围内的新能源配建储能进行统一直接调用。鼓励具备条件的配建储能转为电网侧独立储能。

山东省人民政府发布《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》。在新能源消纳能力不足区域开展分布式储能建设，支持接入相应配电网，以“云储能”方式聚合参与电力市场交易，享受集中式储能示范项目容量补偿政策，并可在所在县（市、区）内实施新增分布式新能源储能容量租赁。

河北省发改委发布《河北省2024年风电、光伏发电开发建设方案第四批拟安排项目情况公示》。此次拟安排项目中，保障性项目需按照15%/2h配储，市场化项目按照20%/4h配储。总计配储需求为326MW/1196MWh。

河北省发改委发布《关于组织申报2025年风电、光伏发电年度开发建设方案第一批项目的通知》。规定项目应于2028年6月底前全容量建成并网，按照多能互补、源网荷储或按照20%、4小时配置储能三类进行申报。

西藏山南市琼结县发布《西藏山南市琼结县风电基地资源竞争性配置公告》。要求储能配置不低于西藏自治区新能源项目开发建设相关要求。即不低于项目装机容量的20%，储能时长不低于4小时。

云南省发改委等发布《关于进一步推进新型共享储能发展的通知》。2025年继续实行“新能源+储能”机制，集中式风电和光伏按不低于装机容量10%/2小时配置储能容量。以磷酸铁锂为主的储能项目按其装机规模的1.8倍提供租赁服务，全钒液流为主的储能项目按其装机规模的3倍提供租赁服务。

天津市发改委发布《天津市风电、光伏发电项目开发管理办法（征求意见稿）》。风电、光伏发电项目因开发企业自身原因未在承诺时间内并网的，调整为市场化并网项目，按照天津市相关规定和要求，提高储能配置比例。

四川省发改委、四川省能源局发布《关于促进新型储能积极健康发展的通知》。对配置新型储能（含租赁）不低于装机容量10%、时长2小时及以上的新能源项目，适当倾斜支持保障利用小时数。2023年7月20日后核准或备案的单独开发的风电、集中式光伏项目，未按要求配储、或配储容量不满足要求的新能源项目，鼓励通过租赁方式配储，租赁协议不短于3年。本通知印发后核准、备案的装机容量不高于10万千瓦的新能源项目（以单个项目计），原则上通过租赁方式配置新型储能。

补贴类

浙江平湖市发展和改革局发布《关于平湖市促进能源绿色低碳发展的若干政策意见(试行)的补充意见（意见征求稿）》。对投资单体容量2MWh及以上，且储能投资方在本地累计储能建设须达到5MWh及以上具有示范意义的用户侧典型场景储能项目，且全量数据接入市电力负荷管理中心统一管理、统一调控的，经备案建成投运，按不超过实际设备投资总金额的8%给予一次性补助，最高限额300万元。

浙江永康市人民政府发布《关于全面推动服务业高质量发展的若干政策意见》。设立6000万元储能专项资金，用于支持用户侧储能项目发展。对在我市新建投用且设备符合一定要求、充电容量不低于600KWh（为两充两放电量）、年利用小时数不低于600小时的用户侧新型储能项目，按照一年实际放电量最高给予0.8元/千瓦时的补贴，单个项目补贴资金最高不超过企业购置设备实际支出的26%，实行一次性补助。

郑州市人民政府发布《郑州市支持重点产业链高端化智能化绿色化改造提升若干政策》。对工业企业和工业园区建设的光伏发电项目、工业绿色微电网项目、源网荷储一体化项目，按不超过设备投资额的20％给予奖励，最高不超过1000万元（源网荷储一体化项目奖励最高不超过2000万元）。对建设规模在1000千瓦时以上的电力储能装置，投入使用后，按实际放电量给予不超过0.2元/千瓦时补贴，单个项目补贴最高不超过300万元。对具有示范性的新型储能应用项目，按储能设施实际投入金额给予项目投资方不超过10％的奖励，最高不超过300万元。

四川成都市经济和信息化局发布《关于进一步增强成都市电力保障能力的若干政策措施实施细则（征求意见稿）》。对纳入国家、省级V2G试点示范项目，已接入省、市监管平台并具备接受虚拟电厂负荷调度指令的，且每个项目年度认定放电量不低于10万千瓦时，给予每个项目5元/千瓦时的放电补贴，支持集中供能项目建设对设备总装机规模不低于1MW（含1MW）的项目，按照设备投资的15%给予补贴支持，市、区两级财政按5：5比例给予单个项目最高500万元一次性建设补贴。

吉林省能源局发布《吉林省电动汽车充电站建设运营补贴实施细则（暂行）》。高技术智慧充电站项目需满足利用充电站内部空间配建的自发自用分布式光伏设备，按照设备额定功率给予一次性建设补贴，标准为100元/千瓦。站内配建新型储能设备的充电站，按照储能设备容量给予一次性建设补贴，标准为100元/千瓦时。

浙江嘉兴海盐县人民政府发布《武原街道进一步推动经济高质量发展若干政策（试行）》。推动绿色低碳发展。鼓励制造业企业投资新型储能电站,鼓励企业创建国家级、省级、市级绿色工厂和绿色园区，鼓励企业使用绿色电力。企业最高可获得100万元一次性奖励。

成都市发改委发布《成都市支持产业园区高质量发展若干政策措施》。对园区配建分布式光伏和新型储能按政策提供从建设到运营的补贴支持，提升电网削峰填谷和企业电力保供能力，鼓励供电公司直供到户，支持上游气源单位、燃气经营企业降低企业用气成本。

广东省工业和信息化厅、广东省财政厅发布《关于制造业当家重点任务保障专项资金（支持新型储能产业发展）管理实施细则》。原则上采用事后奖励形式，对符合申报条件的项目在规定时间内投入的产业化费用，按照不超过30%的比例予以支持，奖补资金最高不超过1000万元。

电力市场类

南方能监局等三部门发布《南方区域“两个细则”主要修订条款》。其中独立储能、光伏配建储能可参与的AGC调频、调峰等多种辅助服务市场补偿做了调整，文件自2025年1月1日起实施。《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》规定，独立储能电站参与调峰的充电电量补偿标准，从之前的8×R5（元/兆瓦时），调整为12×R5（元/兆瓦时），但限制了前提要求：当省(区)内10%煤电机组根据系统调峰需要获得深度调峰补偿。与此同同时深度调峰补偿标准R5分别变更为：广东、广西、贵州、海南、云南分别为当地平价新能源项目上网电价/12。据此计算，即独立储能充电补偿标准为广东0.453元/kWh，广西0.4207元/kWh，云南0.3358元/kWh，贵州0.3515元/kWh，海南0.4298元/kWh。较2022年版大幅下降。

四川省能源局发布《关于加快推动新型储能项目建设的通知（征求意见稿）》。支持电网侧、用户侧新型储能参与电力中长期市场，充电时作为用户参与常规直购交易；放电时，电网侧新型储能放电电量参照省内燃煤火电方式参与市场交易获取补偿，用户侧新型储能放电电量对应的下网电量部分不承担相应时段的分摊费用。推动新型储能参与需求侧响应、辅助服务市场，获取需求侧响应补偿和辅助服务费用。加快电力现货市场建设，以市场化机制推动新型储能发挥作用。

云南省能源局发布《关于做好2025年云南电力中长期合同签订履约工作的通知》。新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等），可根据其自身的购售电需求作为用电企业或发电企业参与市场。为鼓励新型经营主体参与中长期市场交易，在新型经营主体发展的市场初期，暂不开展中长期签约率考核。对于参与市场的独立储能，在发电结算角色下暂不开展发电侧中长期交易偏差收益回收费用和中长期、现货损益风险防控机制的计算；在用电结算角色下暂不开展用电侧中长期交易偏差收益回收费用、用户侧偏差收益转移费用和中长期、现货损益风险防控机制的计算。

安徽电力交易中心发布《安徽电力现货电能量市场交易实施细则（结算试运行第5版）征求意见稿》。现货市场结算试运行期间，新能源场站采用“报量报价”或“报量不报价”、 独立储能及虚拟电厂“报量报价”或“自调度”、市场用户“报量不报价”模式。

山西省能源局发布《关于做好2025年电力市场交易有关工作的通知》。研究进一步放宽虚拟电厂准入条件，优化虚拟电厂建设与运营管理机制，鼓励虚拟电厂参与各类市场交易。省电力公司要围绕用户建立“可调节资源库”，对各类可中断负荷进一步细化分类，为售电公司聚合资源提供便利服务，支撑我省虚拟电厂规模化发展。

湖北省能源局发布《湖北省2025年电力中长期交易实施方案》。负荷型虚拟电厂注册同时应满足可调节能力应不低于10兆瓦、连续调节时间不低于1小时条件。电力用户在同一合同周期内仅可由一家售电公司或负荷型虚拟电厂代理其参加电力中长期、现货市场交易。负荷型虚拟电厂参与电力中长期交易与售电公司保持一致。

 国家能源局西北监管局发布《陕西电力调频辅助服务市场实施细则（暂行）（征求意见稿）》。提供调频服务的经营主体为陕西省级及以上调度机构调管的公网火电机组以及经市场准入的新型经营主体(含独立储能、虚拟电厂等)。各AGC单元需申报的内容为调频里程价格和参与竞标的调频容量。申报调频里程价格的最小单位是0.1元/MW，申报价格范围暂定为0-15元/MW，申报调频容量的最小单位是0.01MW。

云南省能源局等三部门发布《云南电力中长期交易实施细则》《云南省绿色电力交易实施细则》。经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网等）。储能企业、虚拟电厂等同时存在发用电特性的新型主体，可根据其自身的购售电需求作为用电企业或发电企业参与省内中长期市场的注册、交易、结算。

陕西省发改委发布《关于2025年电力市场化交易有关事项的通知》。聚合可调节负荷、分布式电源、新型储能等资源参与市场交易。符合《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》及相应实施细则要求的独立储能电站可参与市场交易，交易身份参照电力用户或发电企业。配建储能与所属发电企业或电力用户视为一个整体参与市场交易，维持所属主体性质不变。多省共用抽水蓄能电站电量依据有关政策、规则，参与省内市场平衡。

河北省发改委发布《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》。鼓励分布式光伏聚合商、虚拟电厂等新型主体参与市场交易。虚拟电厂参与电能量市场时，聚合的电力用户应为市场化用户，在同一合同周期内，同一电力用户不能同时被不同售电公司（虚拟电厂）代理。

福建电力交易中心发布《福建电力市场中长期交易实施细则（2024年第二次修订版）》。独立新型储能主体参与电能量市场应满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间的基本条件，充电/放电功率不小于1万千瓦，且持续时间不小于1个小时。配建新型储能通过技术改造满足与独立新型储能同等技术条件和安全标准时，具有法人资格时，可选择转为独立新型储能主体，作为经营主体直接参与电力市场交易。虚拟电厂（含负荷聚合商）可调节容量应不低于1MW，持续调节时间不小于1小时。

安徽电力交易中心发布《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）》。独立储能、虚拟电厂等新型市场经营主体可参与中长期交易，在交易过程中根据自身情况自主选择发、用电侧市场经营主体身份参与报价。其中，储能电站应具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，充电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充电时间不低于1小时。

黑龙江发改委发布《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版）》。包括《黑龙江省电力市场运营规则》等9个细则。其中规定，经营主体包括满足准入条件的各类发电企业、售电公司、电力用户、独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等各类经营主体。新能源场站配套储能满足相关独立储能要求时，与发电单元协商一致后，可自愿按照黑龙江省有关规定转为独立储能运行，并作为独立储能参与现货市场。

黑龙江省发改委发布《关于做好黑龙江省2025年电力市场交易的通知》。支持已注册生效并投入商业运营的独立新型储能企业、虚拟电厂(含负荷聚合商)参与市场交易。

宁夏回族自治区发展改革委发布《关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知》。附件《宁夏独立储能参与中长期市场交易方案》规定，独立储能参与中长期市场期间，按照“照付不议、偏差结算”的原则，发、用两侧解耦结算，采用日清月结的结算方式，以日为周期开展分时段电量清分、电费计算，按月结算并发布结算依据。

安徽电力交易中心发布《2025年安徽电力中长期市场交易细则》。包括《2025年安徽省电力集中交易实施细则》等5个细则。规定所有通过市场准入的市场主体（不含电网企业）均可参与交易，独立储能、虚拟电厂等新型市场经营主体参与交易需分别创建发电侧、用电侧交易单元。

冀北电力交易中心发布《冀北电网独立储能主体注册规范指引（试行）》。配建储能与所属经营主体视为一体，不单独履行注册手续。满足本规范指引有关要求的配建储能，可转为独立储能，作为独立储能主体进行注册。独立储能主体市场注册，经电力调度机构确认接入公共电网、额定功率不低于10兆瓦（参与调节服务市场的独立储能并网电压等级不低于35千伏）、额定功率下充放电时间不低于2小时。

福建省发改委等发布《2025年福建省电力中长期市场交易方案》。规定已注册生效并投入商业运营的独立新型储能企业、已注册生效的虚拟电厂（含负荷聚合商）可参与市场交易。

上海电力交易中心发布《上海市虚拟电厂运营管理规范（试行）等文件》。包括《上海市虚拟电厂运营管理规范（试行）》等五个文件。规范虚拟电厂接入、注册、运行、调节、结算等管理，持续深化“调度确定需求-交易组织申报-运管统一管理”的虚拟电厂管理调度平台建设。加快完善虚拟电厂独立市场主体地位，做好与电力现货市场、辅助服务市场的衔接，健全完善收益机制；支持通过竞量竞价模式，开展虚拟电厂常态化调用。

青海省能源局发布《青海省2025年电力中长期交易方案》。具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规则规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有独立法人资格的新型储能，并在电力交易平台完成市场注册的独立储能电站，作为独立主体参与电力市场交易。

上海市经信委、上海市发改委发布《2025年上海市电力直接交易年度工作方案》。鼓励电力用户以虚拟电厂等方式参与需求响应，按照新型电力负荷管理系统建设相关要求，力争在用户侧形成年度最大用电负荷5%左右的稳定调节能力。

安徽电力交易中心发布《2025年安徽省绿色电力交易实施细则》。分布式电源（10千伏以下电压等级接入）以聚合形式由虚拟电厂代理参与绿色电力交易。代理分布式发电主体参与交易的虚拟电厂，在批发市场以发电企业身份参与绿电交易。

国家能源局东北监管局发布《＜黑龙江省电力中长期交易规则＞补充规定（征求意见稿）》。虚拟电厂（含负荷聚合商，下同）权利与义务包括按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算；获得公平的输电服务和电网接入服务；服从电力调度机构的统一调度；按规定披露和提供信息，获得市场交易相关信息；法律法规规定的其他权利和义务。

陕西省发改委发布《关于开展陕西电力现货市场连续结算试运行工作的通知》。在交易平台完成注册且具备技术准入条件的独立储能自选以“报量不报价”或“自调度”方式参与。本次连续结算试运行期间，独立储能仅参与日前电能量市场，实时电能量市场执行日前市场出清计划。

内蒙古自治区能源局等发布《内蒙古电力多边交易市场规则体系》。鼓励新型储能、可调节负荷等经营主体参与电力辅助服务。配建新型储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度。具有法人资格时，可选择转为独立新型储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。独立新型储能、虚拟电厂等新型主体初期申报运行曲线、作为价格接受者参与现货市场，逐步实现报量报价参与现货市场。

湖北省能源局发布《湖北省电力现货市场交易实施细则(V3.0)》《湖北省电力现货市场结算实施细则(V3.0)》。虚拟电厂（负荷类）以“报量报价”的方式参与现货市场；新型储能以“报量不报价”方式参与现货市场。

国家能源局山西监管办发布《山西电力中长期交易实施细则》。组织发电侧与批发用户（含售电公司、负荷类虚拟电厂、储能等新型主体）分别按时段开展电力中长期交易。

湖南电力交易中心发布《湖南工商业分布式光伏参与市场交易实施细则（试行）》。10kV及以上工商业分布式光伏原则上以独立主体方式参与湖南电力市场交易，纳入湖南电力市场交易规则体系统一运营管理。10kV以下工商业分布式光伏以虚拟电厂聚合方式参与湖南电力市场交易。

安徽省能源局发布《关于启动安徽电力现货市场连续结算试运行的通知（基本规则及配套细则）》。包括《安徽电力现货电能量市场交易实施细则（结算试运行第5版）》等7个细则，规定独立储能、虚拟电厂以“报量报价”或“自调度”参与现货市场。

四川省能源局等三部门发布《四川电力中长期交易规则（2024年修订版）》。配建新型储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件,接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度，具有法人资格时可选择转为独立新型储能项目，作为经营主体真接参与电力市场交易。

河南省发展改革委、河南能监办发布《河南省2025年电力中长期交易有关事项》。独立储能企业分两个交易单元分别作为发电和用电经营主体参与交易，鼓励独立储能参与分时段电量交易。推动虚拟电厂(负荷聚合商)等新型经营主体参与电力市场。

电价类

四川省发改委发布《关于联动调整2024年天然气发电项目电量价格有关事项的通知》。根据气电价格联动机制，H级机组电量电价联动标准为0.1262元/千瓦时（含税，下同），联动后电量电价为0.4186元/千瓦时；F级机组电量电价联动标准为0.1321元/千瓦时，联动后电量电价为0.4385元/千瓦时。

四川省发改委发布《关于进一步调整我省分时电价机制的通知（征求意见稿）》。取消冬季（12月、1月）尖峰电价，将夏季（7月、8月）尖峰时段由2小时增加至3小时，并且原来中午时段（12至15点）从原来平段调整为高/尖峰时段。规定7月、8月执行尖峰电价，其他月份日最高气温>35℃时，启动尖峰电价，尖峰时段与7、8月一致。据其时段划分，四川工商业储能市场基本可以实现全年范围内的两充两放。在春季、冬季可以实现低谷高峰1次充放，平段高峰1次充放，总计两充两放。夏季可以低谷尖峰1次充放，平段尖峰1次充放，总计两充两放。

湖南省发改委发布《关于完善我省分时电价政策及有关事项的通知（征求意见稿）》。春夏秋三季，午间12:00-15:00从此前的高峰时段调整为低谷时段，冬季则为平价时段。此外，全年高峰、平段、低谷电价浮动电价比从此前的1.6:1:0.4调整为1.6:1:0.47，尖峰电价在高峰电价基础上再上浮20%。

重庆市能源局等四部门发布《重庆市电力中长期交易规则》。现暂取值为：峰（尖）、谷段报价区间在平段限价叠加推荐峰谷浮动系数的基础上，按照浮动±10%确定，推荐峰谷浮动系数参照重庆市分时电价政策。

发展规划类

1日，阿拉善盟能源局发布《阿拉善盟“十四五”能源发展规划》等五项政策。打造储能及相应配套产业装备生产制造基地，形成包括储能产业上游原材料和基础设备部件生产、中游技术系统集成、下游市场应用及回收再利用在内的完整储能产业链架构，积极引进储能产业链相关产业和储能技术相关产业，形成面向阿拉善盟内外部市场的储能全产业链。

4日，四川经信厅等九部门发布《开展锂电产业项目评价促进高质量发展的实施方案（试行）》。优化完善土地、财政、金融、能源、人才等资源要素配置机制，各地提高项目建设质量，对新建项目明确投资门槛，推动建成项目技术改造，推动锂电产业发展质量和综合实力持续提升，构建形成质量效益更好、技术创新更强素、绿色安全更高、要配置更优的产业新格局。

5日，北京市经信局发布《北京市新型储能产业发展实施方案（2024—2027年）》。到2025年，新型储能技术创新能力全面提高，突破5～10项关键核心技术、关键材料和智能装备。在长时储能、储能安全、系统集成等领域建设一批中试平台，重点打造1个新型储能产业育新基地，引育5家具有国际影响力的新型储能产业链龙头企业，新型储能产业营收超过600亿元。高安全、高可靠、高能效、长寿命、经济可行的新型储能产品供给能力持续提升。在新型储能产业示范区开展半固态/全固态电池、液流电池、储能安全技术、储能数据管理平台等示范应用。

广东省人民政府发布《关于推动能源科技创新促进能源产业发展的实施意见》。在深远海海上风电、高效光伏、新型储能、等重点领域，遴选一批具有较强创新基础、市场前景、先发优势和后续产业带动效应的示范工程。重点突破大容量漂浮式海上风电、高性能储能电池、等核心装备技术研发。

6日，安徽省工信厅等六部门发布《安徽省先进光伏和新型储能产业创新能力提升行动方案（2024-2027年）》。重点开展多元化电极材料、高储能密度、长寿命、高安全性等锂离子电池技术及产业化研发，加强钠离子电池储能、液流电池储能、氢储能等技术攻关，研发储备液态金属电池储能、固态锂离子电池储能、飞轮储能、压缩空气储能、重力储能等新型储能技术。

安徽省人民政府发布《关于加快推进建筑光伏一体化建设实施方案（征求意见稿）》。推动新型储能技术应用在建筑光伏一体化开发领域拓展新型储能应用场景，支持地方、项目单位结合实际建设或租赁对应关键节点的储能设施，探索站房式储能技术应用，提升光伏发电并网友好性和容量支撑能力。推进具备条件的大型公共建筑、公共机构建筑、公益性建筑应用蓄冷、蓄热等储能技术，探索储能新技术和新产品的示范应用。

安徽省工业和信息化厅发布《安徽省新型储能推广应用实施方案》。围绕风光资源集中区域，支持源网荷储一体化和多能互补项目开发建设，支持新能源项目通过配建储能或租赁容量形式，构建电源出力特性与负荷特性匹配的友好型电源集群，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。

13日，广州市天河区人民政府发布《广州市天河区碳达峰实施方案》。积极争取辖内能源总部企业新项目落户、新业务布局，支持企业探索发展新型储能领域。鼓励和规范发电侧、电网侧、用户侧储能及独立储能等各类新型储能项目示范应用和规模化推广。加快推动冰蓄冷、储能技术在区域综合能源示范项目中的应用。

16日，贵州铜仁市人民政府发布《铜仁市空气质量持续改善行动实施方案》。推进风光水火储、源网荷储一体化发展，因地制宜开发分散式风电、分布式光伏，科学布局建设新型储能，大力提升风电、光伏发电消纳能力，积极开发利用浅层地热能。

江苏网无锡市人民政府发布《无锡市绿电绿证工作推进方案》。支持企业、园区实施分布式光伏、分散式风电、多元储能等一体化开发，探索建设工业绿色微电网。支持港口、服务区、场站等区域建设“光伏+储能+微电网”智慧能源体系，推动5G基站、数据中心、超算中心等新型基础设施与可再生能源等融合发展。开展大规模新能源并网消纳技术研究，积极发展先进储能技术，推进以可再生能源为主、分布式能源多元互补、与储能深度融合的新能源微电网应用示范工程以及“源网荷储”一体化的能源新业态，实现新能源就近消纳。

17日，江西省人民政府发布《赣江中游（吉安）生态经济带高质量发展总体规划》。积极发展“新能源+储能”“源网荷储”和多能互补，加快推进遂川、永新等抽水蓄能电站前期工作。

苏州市吴中区发展和改革委员会发布《苏州市吴中区碳达峰行动方案（征求意见稿）》。构建以新能源为主体的新型电力系统，积极推进新型储能项目建设，探索储能融合发展新场景，推广利用“源网荷储一体化”新能源就地开发利用模式。推动智能微电网、“光储直柔”、蓄冷蓄热、负荷灵活调节、虚拟电厂等技术应用，优先消纳可再生能源电力，主动参与电力需求侧响应。

江西德安县人民政府发布《德安县碳达峰三年行动计划（2023—2025年）》。积极推进新型储能建设。推进新型储能试点项目建设，积极开展“光伏+储能”一体化试点创建，重点突破电源侧和电网侧储能，到2025年，新增装机容量达到10MW。

新疆自治区工业和信息化厅等七部门发布《自治区关于加快推动制造业绿色化发展实施方案》。加强储能建设，鼓励多技术路线协同发展,探索储能创新方式,探索实施电化学储能、机械储能、(冷)热储能等，打造新型电力系统所需的储能技术产品矩阵，实现多时间尺度储能规模化应用。

山东省能源局等11部门发布《山东省新能源产业科技创新行动计划（2025—2027年）》。推动压缩空气、重力等储能技术和装备研发，加快熔盐储热等多元化储能技术发展。到2027年，实现新型固态电池研发突破，液流等电池大规模应用，压缩空气等储能能量密度显著提升，储能产业竞争力全国领先。

山西大同市人民政府发布《大同市数据产业发展三年行动计划（2024年-2026年）》。推动“源网荷储”、绿电协同一体化发展。发挥我市煤炭、新能源、光伏、电力、储能等多结构能源优势，依托广灵、灵丘、天镇等地的算力能源综合体项目，进一步促进新能源的本地消纳，提高算力的供应能力，一体化输出绿色清洁电力和绿色高效算力。

23日，广东省人民政府发布《广东省2024—2025年节能降碳行动方案》。加大新型储能关键技术和装备研发力度，推动新型储能产业规模壮大。大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。到2025年底，全省抽水蓄能、新型储能装机分别超过1000万千瓦、300万千瓦；省级电网基本具备5%左右的尖峰负荷响应能力。

24日，福建龙岩市发改委等三部门发布《龙岩市工业领域碳达峰实施方案》。积极发展“源网荷储”一体化和多能互补，引导企业、园区加快分布式光伏、多元储能、智慧能源管控等一体化系统开发应用。鼓励具备条件的企业开展“光伏+储能”等自备电厂、自备电源建设。

31日，天津市发改委发布《天津市电动重型货车充（换）电基础设施建设实施方案（2024-2027年）》。推广建设光（风）储充一体化示范站，鼓励充（换）电建设运营企业在滨海新区、宁河区、宝坻区、武清区等光（风）资源较好区域内建设面向电动重型货车充（换）电基础设施的光（风）储充一体化示范站，推广大功率充电、光伏、储能等新技术设备应用，建设多元化服务业态。

管理规范类

西藏山南市人民政府发布《关于加强清洁能源项目管理有关工作的规定》。完善调峰调频电源补偿机制，加大水电扩机、抽水蓄能和太阳能光热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。支持输配电网建设、电网老旧设备更新，加大投资建设改造力度，提高电网智能化水平，着力提升电网接入新能源的能力。完善新能源电力消纳责任权重制度，落实监测、考核机制。

永康市发改局等四部门印发《永康市新型能源项目建设工作指引（试行）》。新型储能项目建设消防要求。对于电源侧、电网侧储能项目，电网企业应根据省能源局《发展规划》与年度计划，统筹开展配套电网工程规划和建设，配套电网工程应与新型储能项目建设相协调。对于用户侧储能项目，不得影响破坏原建筑防火分区、安全疏散、消防设施，储能区域应与其他功能区域防火分隔。其中，对于新建、扩建或改建的功率为500千瓦且容量为500千瓦时及以上的电化学储能项目，还应按要求严格开展消防审查。

江苏省消防救援总队发布《江苏省锂电池生产、储存单位以及电化学储能单位纳入消防安全重点单位范围的界定标准（征求意见稿）》。其中明确：拟将额定功率为100MW以上的大型电化学储能电站纳入消防安全重点单位。

科技装备类

安徽省工信厅发布《安徽省首台套重大技术装备名单（2024第三批）》。阳光电源股份有限公司的10MWh“交直流一体”全液冷储能系统PowerTitan2.0等4项产品评定为国际先进，安徽锐能科技有限公司的锂电池PACK系统智能生产线等118项产品被评为国内先进。

福建省发改委发布《福建省能源领域节能新技术新产品新装备推广目录（2024）》。其中包括新能源汽车光储充检关键技术装备、低铱高电流密度PEM制氢电解槽两个可适用于储能领域的项目技术。

内蒙古自治区能源局发布《关于组织做好自治区2025年重点研发和成果转化计划申报的通知》。积极组织推荐本地区各有关央企、国企和列入《自治区重点民营企业名单》的重点民营企业等各类符合条件的能源科技创新主体申报能源类项目，重点在沙漠光伏电站沙害综合防治、钙钛矿光伏组件研发与应用、新能源与燃煤供热机组深度耦合、氢氨醇一体化试验示范、高效低成本制氢、长时储能等方面组织企业实施相关技术攻关。

湖南省工信厅发布《湖南省工业领域鼓励发展的绿色低碳先进适用技术、装备和产品目录（第二批）公示名单》。其中包括由湖南普佳德新能源科技有限公司申报的光储充检一体化智能绿电微网，可应用在工商业储能、风光储能电站、电网调峰。

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