浙江省发展改革委、浙江省能源局、浙江能源监管办联合发布《关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知》，明确自2026年10月1日起实施，并提出推动电网侧储能2027年1月1日起以“报量报价”方式参与现货市场，具体规则另行明确。

浙江电网侧独立储能的充放电，有了更明确的申报、出清和结算依据。入市规则落地之后，收益仍要靠节点价格、运行效率和交易能力兑现。

哪些项目能够进入？现货和调频能否同时赚钱？充电成本究竟怎么算？这份通知的投资含义，要从这些具体规则说起。

01

六个关键点

把入市规则与收益边界看清楚

图1｜通知规定的关键时间节点。2027年报量报价的具体规则另行明确。

第一，先取得储能身份，再谈进入市场。

适用对象是电网侧独立新型储能。已进入商业运营的统调项目，可以参与现货电能量市场和调频辅助服务市场；非统调项目参与现货电能量市场，不参与调频辅助服务市场。未进入商运的项目按并网调试规定执行。

注册以调度单元为基础，同一站内存在多个调度单元的，需要拆分注册。已有零售合同的项目，须重点关注2026年9月20日前完成解约及备案的衔接要求；未按要求办理的，自10月1日起储能主体身份自动失效。

第二，初期是自计划入市，暂不参与市场定价。

项目应在D-2日16:00前申报运行日的96点自计划曲线和起始荷电状态；调度机构在D-1日9:30前开展合规校验。荷电状态不满足要求的时刻，充放电功率将被置零。

参与电能量市场的储能，作为市场价格接受者，不参与市场定价，按照所在220kV节点或220kV挂接节点价格结算；实时阶段执行日前调度计划。因此，不能把本次政策理解为从10月起即可自由报出买卖价格，更不能照搬其他省份的交易策略。

第三，现货与调频要作选择，不能重复计算收益。

图2｜两条交易路径的选择关系。调频期间产生的电量仍按规则清分；120万千瓦并非储能项目的保证中标额度。

统调储能按日选择是否申报调频，申报容量须在自身装机容量的60%—100%之间。入选日前调频机组组合的调度单元，当日不再参与电能量市场。投资测算中，同一调度单元同一天的两条收益路径，必须按照规则取舍。

通知将调频容量需求参数调整为120万千瓦。这不是给储能的固定中标额度；储能入选容量另受上限约束，实时调频还需与常规机组共同参与出清。调频期间产生的电量仍按规定清分，也不能理解为调频时没有电量费用。

第四，充电成本不止是低谷时段的现货电价。

图3｜不同费用对应不同计费电量。示例与后文测算口径一致，实际以月度计量及结算结果为准。

电网侧储能实行日清月结。充电电价包含上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用、输配电价、政府性基金及附加。前三项按全部充电量缴纳；输配电费及政府性基金附加，按全部充电量扣减放电电量后的其他充电量缴纳。

同时，统调储能纳入发电侧二级限价及成本补偿、辅助服务、市场化响应等分摊范围。省去一部分收费基数，不等于充电端所有附加费用归零。收益模型必须逐项对应实际结算口径。

第五，调度调整有特定保护，经营收益没有普遍保底。

因潮流控制、保供、新能源消纳等需要，调度机构可以调整相关参数和充放电曲线。只有因调度机构调整导致当日电能量市场收益为负值时，通知才规定将该日电能量市场收益置零。这里的收益口径是日前与实时电能电费，不等于为项目全部成本、主动交易损失或投资回报兜底。

第六，2027年的报价机制尚未完全确定。

通知“推动”2027年1月1日起报量报价，且明确具体规则另行明确。现阶段应先按自计划规则测算；未来能否通过报价更充分体现电池损耗、荷电状态与机会成本，要看后续规则。

02

继山东等省份之后

浙江究竟是全国第几个

把浙江放到全国进程中看，它接续的是独立储能逐步进入电力现货市场的改革实践。国家能源局《2024年度中国电力市场发展报告》已明确列出：山东、广东的独立新型储能以报量报价方式参与现货；山西可选择报量报价或报量不报价；甘肃以报量不报价方式参与。

此后，辽宁在2026年5月发布的《关于支持新型储能健康发展的通知》中，进一步明确独立储能电量全额参与现货交易，并可按自然年选择报量报价或自计划不报价方式。

浙江是在山东、广东、山西、甘肃、辽宁等省份已形成相关机制之后，进一步明确独立储能现货交易路径的省份。

03

进入用电大省的现货市场

储能的系统价值如何变成市场价值

图4｜光伏、独立储能、电网与工商业负荷的场景关系

浙江的特殊性，在于它是负荷密集、产业集聚的用电大省。国家能源局报告将浙江现货市场概括为具有特高压交直流混联大受端电网特色的市场。对这样的系统而言，储能的价值既包括电量跨时段转移，也包括为电网运行提供快速、可控的调节能力。

第一层意义，是让调节资源获得明确的交易身份。

通知把注册、商运、计量、申报、调度和结算连接起来。储能可以在符合规则的条件下，把充放电能力转化为交易收入；金融机构也有了审查现金流的规则依据。可参与市场，是形成可融资现金流的起点；稳定运营记录，才是进一步取得融资认可的证据。

第二层意义，是让价格更具体地反映时间和位置。

储能在供给相对充裕时充电、在系统需要时放电，有条件缓解供需错配。按照220kV节点或挂接节点价格结算，意味着选址不只是看土地与接网成本，还要看项目所在位置的价格特征和运行约束。

第三层意义，是为新能源增长增加可调节的用电需求。

从市场机理看，储能充电可以增加部分新能源集中出力时段的需求，放电则补充其他时段供给，有助于改善新能源消纳与电力平衡。具体效果仍取决于储能规模、位置、可用率和调度安排，不能直接等同于全省光伏电价上涨或弃电消失。

还要看到，随着储能规模增加，同向充电与放电本身也会改变价格。低价时段需求增加、高价时段供给增加，可能压缩原有价差。储能的系统价值可以上升，单个项目的套利空间却未必同步扩大。这是投资者必须理解的长期变化。

04

独立储能投资

机会打开之后 更要算清真实现金流

对独立储能投资，最直接的影响是现货收入路径更加清楚，同时项目差异也会更加明显。设备价格相近、装机规模相同的两个项目，可能因为节点、效率、策略和可用率不同，形成截然不同的现金流。

先看节点与可执行策略，再看历史最高价差。

以拟接入节点或挂接节点的价格序列回测，并计入荷电状态、功率、时长、效率与调度约束。浙江初期需要提前申报自计划，事后看到最低价和最高价，不代表事前能准确买低卖高。每天都按最优时点计算，会高估收益。

同样一轮充放电，价差收窄会怎样影响收入？

图5｜同一放电量下的电能买卖差额对比。假设数据，未扣除费用、损耗成本与资金成本。

敏感性示例：假设某轮循环实际放电100兆瓦时，电表口径往返效率88%，充电电能价格0.20元/千瓦时、放电电能价格0.70元/千瓦时。为交付10万千瓦时电量，需要充入约11.36万千瓦时。

放电电能收入为7万元，购入电能支出约2.27万元，二者之差约4.73万元。若其他条件不变，放电电能价格降至0.50元/千瓦时，这一差额便降至约2.73万元，减少42.3%。

上述差额尚未扣除线损费用、系统运行费用、输配及基金附加、其他市场分摊，以及电池损耗、运维、税费和资金成本。

图6｜现货运营流程

把调频、容量收入与其他合同收入分别审查。

调频业务要看中标概率、调节性能、充放电及循环成本，并计入放弃当日电能量交易的机会成本。本次通知也没有直接给出一项可供所有项目套用的固定容量补偿金额。

国家层面已有容量电价安排。2026年发改价格〔2026〕114号文对符合条件、服务系统安全运行且未参与配储的电网侧独立新型储能，明确了省级建立容量电价机制的政策空间，并实行清单管理。具体项目是否适用、适用标准多少，仍须核对浙江配套政策与项目资格；容量租赁等合同收入也要核实履约条件，不能把不同政策和合同收益不加区分地全部叠加。

05

光伏投资

消纳条件有望改善 收益逻辑需要重算

独立储能入市与光伏投资紧密相关，但储能赚到的钱不会自动变成光伏业主的收入。判断影响，必须分清光伏电量是全额上网、余电上网，还是在厂内直接消纳。

图7｜电量去向与交易模式拆解光伏收益

对上网电量，重点看发电时段的实现电价。

储能在光伏集中出力时段充电，有条件减轻供给过剩压力，改善部分时段的消纳和价格表现。这对上网型光伏是积极信号，但影响具有节点、时段和规模差异。光伏投资要看发电量加权后的实际结算价格，不能用全天平均电价代替。

发改价格〔2025〕136号文推动风电、光伏上网电量原则上进入市场，同时建立新能源可持续发展价格结算机制。因此，项目需分别核算市场交易收入与适用的机制差价结算。现货价格变化传导到项目总收入的幅度，取决于机制覆盖电量、合同结构和具体结算办法。

对工商业自用光伏，负荷曲线仍是投资起点。

企业白天是否稳定生产、节假日是否停工、零售合同如何计价，直接决定自用比例和上网余量。独立储能进入现货市场，并不会使屋顶光伏的全部电量自动获得晚高峰价格。若厂内增加储能，还应比较当时直接自用、上网或充电的机会成本，并评估往返损耗和新增投资。

对配储和合作项目，先明确交易身份与收益归属。

光伏侧配建储能若希望采用独立储能模式，需满足独立计量、控制、注册和调度等条件。与外部独立储能合作，也需要明确电量及收益如何分配、偏差与损耗由谁承担；能否采用特定交易安排，要以当地规则允许的形式为前提。装了储能，不等于取得本通知所规定的市场身份。

还要区分系统层面的消纳改善与具体接网瓶颈。一个受配变容量或局部电压约束的屋顶项目，未必能因远处新增一座独立储能而增加上网能力。项目所在接入点的承载能力，仍需单独评估。

对光伏开发企业，这份通知带来的启示很明确：把“能发多少电”进一步算成“电在什么时段、什么位置，以什么价格被消纳”。储能是提升电力系统灵活性的工具，也是可能改善项目收益的合作资源；具体收益必须由规则、合同与实际运行共同证明。

规则落地之后 投资更要回到项目本身

浙江此次政策，让电网侧独立储能的市场化经营有了更明确的实施路径，也为用电大省吸纳更多新能源提供了新的调节手段。

10月1日，是新规则的实施起点。储能项目需要完成交易身份衔接，建立可执行的申报策略，核实全部结算成本；光伏项目则要按发电时段、实际负荷和合同条件测算收入。投资决策最终要有可核对的计量数据、结算记录和现金流测算支撑。

政策全文

浙江省发展改革委 浙江省能源局 浙江能源监管办          关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知

以下为政策正文。配套项目名单及零售合同解约备案表，请以主管部门或电力交易平台发布原件为准。

省电力公司、浙江电力交易中心，相关市场主体：

为深入推进浙江电力市场化改革，推动各类经营主体参与市场交易，根据国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）以及国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）和《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）等文件有关要求，结合浙江省实际情况，制定本方案。

一、注册要求

1.电网侧独立新型储能（以下简称电网侧储能）的市场注册条件和流程，按照浙江电力市场管理实施细则的储能企业注册相关条款执行。

2.同一储能站存在多个调度单元的，按照调度依据将装机容量拆分后，分调度单元进行注册。

3.储能转商运信息由电力调度机构按规定推送浙江电力交易中心。

4.电网侧储能注册为储能企业后，相应用电户号不得以电力用户主体身份注册和参与零售交易。注册前已作为电力用户签订零售合同的，存量零售合同终止时按流程注销电力用户。

二、准入要求

（一）准入范围

已进入商业运营的统调电网侧储能参与现货电能量市场和调频辅助服务市场。已进入商业运营的非统调电网侧储能参与现货电能量市场，不参与调频辅助服务市场。

未进入商业运营的电网侧储能不参与现货电能量市场和调频辅助服务市场，若需并网调试的，按照浙江电力现货电能量市场交易实施细则的新建机组并网调试相关条款执行。

（二）技术条件

1.统调电网侧储能应满足以下技术要求

（1）具备独立计量、控制等技术条件，接入省级电力调度机构调度自动化系统，可被电网实时监控和调度，通过并、涉网试验，具备自动发电控制功能（AGC），且具备向调度机构实时反馈荷电状态（SOC）、上下调频能力等信号的条件。

（2）各类性能指标及技术参数应满足相关要求，具备以调度单元参与现货电能量市场和调频辅助服务市场的条件。

2.非统调电网侧储能应满足以下技术要求

（1）具备独立计量、控制等技术条件，接入所属调度自动化系统，可被电网实时监控和调度，通过并、涉网试验，具备有功功率控制功能，且具备向调度机构实时反馈荷电状态（SOC）等信号的条件。

（2）各类性能指标及技术参数应满足相关要求，具备以调度单元参与现货电能量市场的条件。

三、现货市场交易

电网侧储能以调度单元参与市场申报和出清。

（一）现货电能量市场申报

1.现货市场申报。储能调度单元以自计划方式参与现货电能量市场。竞价日前一天（D-2）日16:00前，储能调度单元通过交易平台上报运行日（D）96点自计划曲线和起始时刻的荷电状态（SOC）。迟报、漏报或不报者，默认采用常设申报作为其自计划曲线和起始时刻的荷电状态（SOC），若储能调度单元未设置常设申报，则默认申报为零。储能调度单元应按照自身实际充放电能力申报自计划曲线，最大不得超过其市场注册装机容量。申报的起始时刻荷电状态（SOC）为0-100区间百分位，保留两位小数。

2.自计划曲线合规校核及调整。竞价日（D-1）9:30前，电力调度机构对储能调度单元申报的自计划曲线开展合规校验。对每一条储能调度单元充放电功率曲线进行荷电状态（SOC）校验，不满足荷电状态（SOC）的时刻充放电功率置零。

（二）调频辅助服务市场申报

储能调度单元参与调频市场，按照浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则相关要求执行。其中，调频容量需求参数调整为120万千瓦。

储能调度单元按日选择是否参与调频市场，选择参与调频市场的，应在竞价日（D-1）10:15前完成调频市场申报，包括调频里程报价和调频容量申报，其中有一项未申报的即视为放弃D日参与调频市场的资格。储能调度单元申报的调频容量不得低于自身装机容量的60%，也不得超过装机容量。

（三）日前调频机组组合

在日前现货市场正式出清前，根据储能调度单元调整后的调频里程报价从低到高依次排序，调整后的调频里程报价相同时，前N日未中标的优先中标（N暂取3，后续根据运行情况适时调整），前N日未中标的依次按性能指标（kb、kb1、kb2）从高到低排序，性能指标相同时，按申报时间先后顺序排序，选出D日可参与调频市场的储能调度单元日前调频机组组合，入选的储能调度单元调频容量之和不超过储能调频容量上限。

（四）日前电能量市场出清

入选日前调频机组组合的储能调度单元不再参与电能量市场，其余储能调度单元按校核后的自计划曲线参与电能量市场，作为市场价格接受者，不参与市场定价，按照储能调度单元所在220kV节点或者220kV挂接节点价格结算。

（五）实时调频市场出清

储能调度单元与常规机组共同参与调频市场出清，按照浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则的调频市场出清相关条款执行。

（六）实时电能量市场

参与实时电能量市场的储能调度单元执行日前调度计划。

四、市场结算

（一）市场结算

已进入商业运营的电网侧储能充放电价格及辅助服务等按照相关市场规则结算，其中统调电网侧储能纳入发电侧二级限价及成本补偿、辅助服务、市场化响应等分摊范围。

（二）结算流程及费用分摊

电网侧储能采用“日清月结”的结算模式，按日发布电能量和市场化辅助服务日清分结果（含参与辅助服务期间产生的电量），按月按户号进行电费结算并进行电费收付。电网侧储能充电电价包括上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用、输配电价和政府性基金及附加，暂按单一电量制用户执行输配电价，不执行功率因数调整电费。其中，上网电费、上网环节线损费用和系统运行费用按电网侧储能全部充电量缴纳，输配电费和政府性基金及附加按电网侧储能其他充电量（全部充电量扣减放电电量）缴纳。

五、市场风险防控

1.按照安全第一的原则，电力调度机构可结合潮流控制、电力保供、新能源消纳等系统运行需要，对储能调频容量需求上限、调频机组组合、充放电曲线及其校验结果进行调整。若因电力调度机构调整导致储能调度单元当日电能量市场收益（含日前电能电费和实时电能电费）为负值，则该储能调度单元当日电能量市场收益置零。电力调度机构应做好调整范围、原因等情况记录，按市场规则要求进行披露，并按月向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办报备。

2.电网侧储能已有的零售合同可以在2026年9月20日前登录交易平台解约，并同步提交电网侧储能零售合同解约备案表（附件2）。未提交备案表且未及时在交易平台完成解约的，自2026年10月1日起储能主体身份自动失效。

3.自本方案实施之日起，已进入商运的储能未按照储能身份完成注册的，或储能主体账号处于失效状态的，原则上不在生产运行中予以调用；确因电网安全稳定运行需要调用的放电电价参照调试电价执行，待其完成注册或解除失效后进行结算。调试期间及转商运后未参与市场申报、交易而缺失市场交易价格的储能调度单元，按当月省内入市电网侧储能项目充电电量、放电电量对应的实时市场均价（二级限价后）进行结算，已按照零售合同结算的充电电量不再重复结算。

4.市场信息披露根据《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）和《浙江能源监管办关于贯彻落实〈电力市场信息披露基本规则〉有关事项的通知》（浙监能市场〔2025〕13号）及浙江电力市场信息披露有关规则执行。

六、保障措施

（一）规范市场运行管理。储能主体应严格遵守电力市场各项规则，规范开展市场申报、指令执行等市场行为，主动加强电力市场形势分析与趋势研判，持续提升自身市场化运营水平。市场运营机构按职责做好交易组织，保障市场平稳有序运行。

（二）做好跟踪评估优化。省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办会同省电力公司、省电力交易中心定期跟踪监测储能运行情况、收益变化等，及时开展复盘分析。实施过程中，省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办可根据市场运行情况对相关参数进行优化调整，推动电网侧储能2027年1月1日起以“报量报价”方式参与现货市场，具体规则另行明确。

（三）加强政策动态衔接。根据国家、省级电力市场建设进展及省内电网运行实际，适时优化本方案，持续健全我省储能市场化交易机制，充分发挥储能资源调节作用，助力新型电力系统建设和新能源高质量发展。

本方案自2026年10月1日起实施。我省现行政策及市场规则与本方案不一致的，以本方案为准；其他未明确事项按照我省现行政策及市场规则执行。

浙江省发展和改革委员会

浙江省能源局

国家能源局浙江监管办公室

2026年9月11日