2030年，全国将建成统一的电力市场

NO.1  2030年，全国将建成统一的电力市场

2026年2月11日，国务院办公厅发布关于完善全国统一电力市场体系的实施意见，提出到 2030 年基本建成全国统一电力市场，市场化交易电量占比达 70%，跨省跨区和省内实现联合交易；明确独立储能可参与容量、电量、辅助服务多元交易，打通 “容量电价 + 现货套利 + 辅助服务” 三元收益通道。

来源：国务院办公厅

NO.2  云南省持续推进新型储能建设

2026年2月28日，云南省发改委发布《云南省促进绿色电力消纳的若干措施》，文件提出，持续推进新型储能建设。重点在电网关键节点、新能源富集送出消纳压力较大的区域，兼顾新型储能多场景应用需求，因地制宜布局新型共享储能，新建新型共享储能项目原则上需采用构网型储能技术。鼓励中小企业购买“储能服务”。推动虚拟电厂与负荷聚合商发展，支持各州（市）加快虚拟电厂建设。

来源：云南省发改委

NO.3  青海发改委发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》

2026年2月25日，青海省发改委发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，文件指出：2026年青海省统一容量补偿标准按165元/（千瓦·年）执行，适用范围包括燃煤发电、燃气发电、光热发电，以及“服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站”。光热、新型储能有效容量。有效容量=最大放电功率×（1－厂用电率）×可靠容量系数。可靠容量系数=MIN（满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%）。经统计测算，现明确2026年光热、新型储能厂用电率暂按21.53%、10.39%计算，系统净负荷高峰时段取近3年净负荷高峰前0.2%时段最大持续小时数4小时计算。

来源：青海省发改委  

NO.4  四川两细则征求意见：独立储能按充电量补偿400元/MWh、配储按月累计充电电量给予使用频率补偿！

2026年2月14日，四川能源监管办发布关于公开征求《四川省电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》《四川省电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》意见的通知。其中《四川省电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》在调峰补偿方面表示，独立储能按充电量补偿400元/MWh；配建储能的新能源，按照全月累计充电电量给予使用频率补偿—当月度累计充电电量＜储能额定容量×30小时，不予补偿；储能额定容量×30小时≤当月度累计充电电量＜储能额定容量×60小时，对其充电电量进行补偿，补偿标准为80（元/兆瓦时）；储能额定容量×60小时≤当月度累计充电电量，对其充电电量进行补偿，补偿标准为160（元/兆瓦时）。

征求意见稿表示，纳入两个细则的独立新型储能容量不低于10MW/20MWh。配建式储能应与配建主体作为统一调度单元参与辅助服务。

来源：四川能源监管办

NO.5  《微电网 第3-5部分：微电网监控及能量管理系统测试》国标发布

2026年1月28日，国家标准化管理委员会批准《微电网 第3-5部分：微电网监控及能量管理系统测试》国家标准，内容涵盖了微电网监控系统、能量管理系统的测试要求、测试方法等，为微电网系统的安全稳定运行提供了技术依据和规范指导。

来源：国家标准化管理委员会

NO.6  2026年储能行业市场前瞻：从规模扩张迈向价值增长新阶段，万亿赛道迎来新机遇

2025年12月，IEA发布报告《Electricity 2026》，预测2030年全球储能装机量将达1200GW，较2025年的250GW左右增长380%，对应市场规模超2万亿元。而2026年作为承前启后的关键年份，全球储能新增装机有望突破150GW，增速维持在80%以上。

国内多家机构预测：2026年全球新型储能新增装机将突破390-560GWh，同比增速维持40%–67%；中国新增装机有望达到80GW/260GWh以上，同比增长超40%，占全球半壁江山。独立储能成为主流形态，电网侧、电源侧、用户侧协同放量，工商业与AIDC（人工智能数据中心）储能成为新增量引擎。

来源：IEA（国际能源署）

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