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年底，全国大部分省份/地区具备电力现货试运行条件，“新能源+储能”进入现货市场。针对全国电力现货市场建设，提出进一步扩大经营主体范围，分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场
，探索参与市场的有效机制;鼓励储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体参与市场，探索“新能源+储能”等新方式;加强现货交易与辅助服务衔接，现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导;探索建立容量补偿

转型，优化新能源发展方式，建设和挖掘系统调节和支撑能力，着力加强各类型储能建设，促进新能源发电又好又快发展。要积极构建电力系统安全防御体系，严格执行《电力系统安全稳定导则》，提升电力系统认知、控制和故障
改革，坚持统一规划、统一调度、统一管理，保障电力系统各环节协同运转，推动统一电力市场体系建设，持续深化电力价格机制改革。会议强调，做好电力系统安全稳定工作，要坚持党的全面领导，推动全行业、全系统

实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行
结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。鼓励新型主体参与电力市场。通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化

新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。鼓励新型主体参与电力市场。通过市场化方式
形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。持续

10月10日，国家能源局能源节约和科技装备司司长刘德顺在中国电力报发表署名文章《以科技创新引领能源高质量发展》。其中，文章中提到，储能、氢能等新技术、新产业是规划建设新型能源体系的重要支撑。储能方面
今年将重点做好三方面的工作：一是推动《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范(暂行)》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等政策文件落地落实，深入开展新型储能

智能电网体系。持续优化500千伏主网骨干架构，积极推动藏东南至粤港澳大湾区±800千伏直流输电工程落点深圳。全面提升智能调度水平，建设柔性、互联、开放的配电网，加快推动对智能楼宇、分布式风光、储能
、车网互动等负荷的接入及协同控制，促进分布式能源高效就地消纳。加快推动虚拟电厂建设，提升电网需求侧响应能力，鼓励结合电网调峰调频需求布局电源侧、电网侧储能系统，开展源网荷储一体化和多能互补试点。巩固深化

潜力巨大，但当前也面临成本、配置和安全问题，需要优化光储运营模式、探索储能价格机制并不断加强储能安全监管。未来，光储融合将得到更广泛的应用，不仅可以应用于家庭和商业领域，还可应用于大型工业领域甚至城市
、低碳转型，已成为全球各国的广泛共识，同时也是实现“双碳”目标的重要路径之一。随着“光伏+储能”“光伏+建筑”“光伏+交通”“海上光伏”“光伏+沙戈荒”等多元化新应用模式的不断涌现，光伏逐渐以超越想象的速度

，推动氢能装备、氢燃料电池研制，打造新能源装备产业链。推进“绿电”产业示范园区建设。依托现有或规划建设的产业园区，打造“绿电”产业示范园区，配置合理规模的风电、光伏发电、储能等，降低园区企业用电
工业和信息化厅、省能源局、省电力公司等按职责分工负责)3.推进“绿电”产业示范园区建设。依托现有或规划建设的产业园区，打造“绿电”产业示范园区，配置合理规模的风电、光伏发电、储能等，降低园区企业用电

变更。鼓励建设电源侧和用户侧新型储能项目，因地制宜、合理布局并从严控制电网侧(含电网侧混合型)新型储能项目建设。六、各类储能设施的并网调度、储能规模交易和价格机制等配套规定另行制订。福建省发展和改革委员会2023年8月1日(此件主动公开)

需要大幅提升系统调节能力和电力供需交互响应水平。当前，电力需求侧响应能力有待提升，引导各类终端用户参与电力削峰填谷的市场和价格机制仍不健全，新型储能在促进新能源供给与终端用户消纳衔接的应用场景
工农业生产中大力推广电锅炉、电窑炉、电灌溉等，推动工业级高温热泵、大功率电热储能锅炉等新型电能替代装备融入更多生产工艺环节，加快推进工业绿色微电网建设。在交通运输领域使用电能替代燃油，加快构建便利高效、适度

全球市场份额的70%，“华龙一号”“国合一号”自主三代核电、百万千瓦水电、“蓝鲸1号”钻井平台、“深海一号”深水大气田等一批重大工程技术取得重大成果，大规模储能、氢能、碳捕集利用与封存等研发应用
储能、低成本可再生能源制氢、低成本碳捕集利用与封存、新型电力系统、化石能源清洁低碳开发利用等重点领域和方向，开展集中攻关、技术突破和成果应用。加强“大云物移智链”等新一代信息技术在能源领域的深度融合应用

年均6%以上的增长。创新发展走上新赛道，清洁能源产业形成全球领先优势，光伏、风电关键零部件占到全球市场份额的70%，高效光伏发电、大容量风电、“华龙一号”、新型储能等新技术研发应用加快推进，能源体制机制
覆盖众多油气田;新型储能多元化快速发展，规模超过870万千瓦。能源民生工程建设成效显著。城乡用能基础设施进一步完善，终端用能电气化水平10年来从22.5%提高到27%，提升了近5个百分点;人均生活

不断提升，只有电力充分市场化，电力成本才能真正优化，未来电力市场中的分时价格波动为用户侧储能收益带来想象空间。业内人士认为，用户侧储能探索作为独立储能参与电力市场是末来的发展模式之一，仍需在政策支撑、市场价格机制、电力调用机制等方面继续完善。

、环保等政策衔接协调不够，能源市场体系建设滞后，市场配置资源的作用没有得到充分发挥。开放竞争的价格制度不完善，天然气、电力调峰成本补偿及相应价格机制较为缺乏，科学灵活的价格调节机制尚未完全形成，不能适应
，促进能源节约高效利用。坚持智能高效。充分应用现代能源新技术，强化传统化石能源和新能源、可再生能源、储能等多种能源融合发展，推进能源互联网应用，建设综合智慧能源系统，推动能源智能高效发展。坚持改革创新

，省新型储能创新中心负责）（十一）完善市场价格机制。按照国家有关规定，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。根据电力供需实际情况动态调整峰谷价差，合理设置电力中长期