优化新型储能收益方式！上海市新型储能发展机遇来了

1月9日，人民政府办公厅印发《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》通知，方案指出，到2026年，力争新型储能应用规模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。提出建设多元开放的示范应用场景

科学布局独立储能电站。探索符合超大型资源输入城市特点的独立储能发展模式。2025年1月1日起，新开工（含升级改造）集中式陆上风电，按照20%·不低于4小时配置新型储能，新建海上风电按照竞争配置要求配置。

加快创建车网互动（V2G）示范应用城市。力争到2030年，完成3-5万个智能充放电桩建设。

灵活发展用户侧新型储能。聚焦工业园区、数据中心、通信基站、光储充一体化充电站、制氢加氢一体站、商业综合体、轨道交通和重要用户定制化服务等一批应用场景。用户侧新型储能项目由用户自主管理，不独立并入公共电网。

适度超前布局氢基能源。以绿醇绿氨为重点，远期形成临港新片区、嘉定区、化工区、外高桥区域四大氢基能源基地布局。

推进特色示范场景建设。鼓励火电机组合理配置新型储能，提升调节能力和整体效益。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。在崇明区推进“可再生能源+储能”和多能互补示范场景落地。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。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。

完善市场主导的营运模式

推动新型储能参与电力市场。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。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。

优化新型储能收益方式。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。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。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。

支持先进技术示范应用。对已完成备案且具有技术先进性和产业带动性的新型储能项目，企业申报并经相关部门组织评审后，滚动纳入新型储能示范项目补贴目录。列入目录项目由建设运营企业按照程序提交申请，依据电网企业计量的放电量给予度电奖励。

支持容量租赁共享。参与绿电交易的新能源项目开发企业可采用租赁容量方式获得储能调峰能力，由双方协商确定服务价格。对纳入本市年度建设计划，未与新能源项目开发企业达成租赁容量服务协议的独立储能电站，可阶段性给予容量补贴，容量补贴水平将综合独立储能电站充放电次数、参与市场化交易收益等情况明确。国家出台储能价格政策后，容量补贴等按照国家要求执行。支持用户侧储能项目探索共享储能、云储能等商业模式。