1月9日，上海市人民政府办公厅发布关于《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》（以下简称《工作方案》）的通知。《工作方案》要求，到2026年，建立新型储能核心技术装备产业链，打造2个新型储能产业园，培育10家以上具有产业带动效应的优质企业，力争应用规模80万千瓦以上，储能削峰初见成效，带动产业规模近千亿级。到2030年，引育结合形成千亿级规模领军企业，力争应用规模超过200万千瓦，实现尖峰负荷全削减，带动产业规模再翻番。
《工作方案》明确提出，从 2025 年 1 月 1 日起，对于新开工（含升级改造）的集中式陆上风电项目，有着严格的新型储能配置要求，即需按照不低于装机容量的 20% 以及额定充放电时长不低于 4 小时来配置新型储能。而新建海上风电项目，则需按照竞争配置要求进行配置，并且在建设过程中，要采用独立储能电站的形式，这种形式的建设可以通过自建、合建或容量租赁的模式来实现。这一系列规定旨在充分发挥新型储能在风电项目中的作用，提升能源利用效率和电网运行稳定性。
在电网调节能力提升方面，以投资为纽带，在华东区域布局抽水蓄能，通过这种方式来提升电网整体的峰谷调节能力和运行水平，确保电网在不同负荷情况下都能稳定运行，满足用户的用电需求。
在 V2G 应用场景的发展上，强化桩、网、车三端支撑，加快其发展进程。具体而言，在桩端，要加快推进小区 V2G 体系建设，稳步推进公共充电场站 V2G 示范项目，并且制定了明确的目标，力争到 2030 年，完成 3-5 万个智能充放电桩建设。这将为电动汽车与电网之间的互动提供更加便捷和广泛的基础设施支持，实现车辆到电网的能量双向流动，提高能源利用的灵活性和经济性。
在氢基能源布局方面，以绿醇绿氨为重点，远期规划形成临港新片区、嘉定区、化工区、外高桥区域四大氢基能源基地布局。其中，绿醇主要面向航运领域，持续提升加注能力，在积极布局市外产能的同时，也要充分发挥好本地资源的 “压舱石” 作用，保障本地能源供应的稳定性和安全性。绿氨则聚焦于煤电掺烧，在化工区布局绿氨示范工厂，通过技术创新和优化生产流程，推动生产成本下降，并且结合火电项目建设和升级改造开展绿氨掺烧示范，逐步提高掺烧比例，从而为大规模可再生能源消纳开拓新的有效途径，减少对传统化石能源的依赖，实现能源的绿色转型。
在储能发展模式的创新和示范场景建设方面，鼓励火电机组合理配置新型储能，通过这种方式提升火电机组的调节能力和整体效益，使其更好地适应电网运行的需求。在临港新片区，建设涵盖风、光、储、氢等源网荷储一体化和多能互补的储能发展模式，打造一个综合性的能源示范区域，实现多种能源形式的协同互补和高效利用。在崇明区，积极推进 “可再生能源 + 储能” 和多能互补示范场景落地，充分利用当地的可再生能源资源，结合储能技术，提高能源的自给率和稳定性。在奉贤区既有退役电厂场址建设多种新型储能技术路线对比测试示范基地，为新型储能技术的研发和应用提供实践平台，促进储能技术的不断创新和进步。在城市轨道交通领域，推动飞轮储能在再生制动能量回收场景中的应用，将列车制动过程中产生的能量进行回收和储存，提高能源利用效率，降低运营成本。
对于各类储能项目在电力市场中的参与和收益方式，《工作方案》也作出了详细规定。支持纳入年度建设计划的独立储能电站作为独立主体参与现阶段电力市场，并在电力现货市场正式启动后参与现货交易，赋予了独立储能电站明确的市场地位和交易资格。火电机组配建储能项目可随所属发电项目参与电力市场，用户侧储能项目可随所属用户主体参与电力市场，确保了不同类型储能项目都能在电力市场中找到合适的参与方式。在结算方面，支持纳入年度建设计划的独立储能电站现阶段参照发电项目进行调用结算，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，这为独立储能电站的运营提供了一定的成本优势。在本市电力现货和辅助服务市场开展长周期结算试运行前，独立储能电站需要按照电网调度指令安排充放电，并且在迎峰度夏（冬）期间，原则上全容量充放电调用次数不低于 210 次，充电价格按照本市煤电基准上网电价下浮 50% 结算，放电价格按照本市煤电基准上网电价上浮 20% 结算，如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况，需按照发电机组有关规定执行相应考核；非迎峰度夏（冬）期间，充电价格按照本市煤电基准上网电价下浮 10% 结算，放电价格按照本市煤电基准上网电价结算。而在本市电力现货和辅助服务市场开展长周期结算试运行后，独立储能电站则可根据市场需求进行充放电，更加灵活地参与市场运营。同时，支持火电机组配建储能项目随所属发电项目提供辅助服务获得收益，鼓励用户侧储能项目通过为用户提供多种电力服务获得收益，支持用户侧储能项目随所属用户主体参与电力需求响应，为各类储能项目提供了多元化的收益途径，促进储能产业的可持续发展。
