2024年10月储能政策汇总

根据EESA 统计，2024 年 10 月新型储能政策发布情况如下：

从政策类型来看，补贴类政策 2条、电力市场政策 7 条、规划类政策 2 条、配储类政策 3 条、电价类政策1条、规划类，配储类1条、其他类 34 条。

政策分布地区及数量：

国家政策共计8 条，省级政策42条。

其中，广东省、云南省发布4项政策，浙江省、安徽省分别发布3项政策，江苏省、四川省、福建省、贵州省、河南省、内蒙古自治区、山东省分别发布2项政策。

2.1 补贴类相关政策

河南省发布《关于2023年度新建非独立新型储能项目财政奖励资金省级复核结果的公示》：15个项目成功入选，总规模为312.3MWh，累计奖励金额达到3526.9万元。对已申请补贴的非独立储能项目， 原则上不得转为独立储能。其中，用户侧配套储能5年内不得拆除、移建;新能源配套储能不得异地建设，且应与新能源项目在同一关口表下，7年内不得转独立储能。

广东南沙发布《关于印发广州南沙新区（自贸片区）新形势下推动工业企业加快实施技术改造若干措施的通知》：重点鼓励电力、钢铁、建材、石化、化工、纺织印染、造纸、粮油等领域开展节能降碳改造，支持工业企业开展工业固体废物资源综合利用改造，以及自建的分布式光伏发电系统和新型储能设施，对符合条件的投资期内新设备购置额150万元以上的项目，按新设备购置额不超过15%的比例予以事后奖励，单个项目奖励金额最高300万元。

2.2 电价类政策：

黑龙江省发布《关于进一步完善峰谷分时电价政策措施有关事项的通知》：峰谷时段划分对每日用电时段划分进行调整，具体为：高峰时段：7：00-8：00、9:00-11:30、15：30-20:00；低谷时段：12:00-14:00、23:30-5:30；其余为平时段。电价浮动范围执行工商业电价的用户平时段电价由上网电价、输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加均不参与峰谷浮动；其他用户继续按现行标准执行。

2.3 电力市场类政策：

国家能源局发布《电力辅助服务市场基本规则》征求意见稿：独立储能、自备电厂、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按综合上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊。费用产生机制上，经营主体提供辅助服务过程中产生的电能量费用，按现货市场价格结算，未开展现货市场地区按中长期交易规则结算。

国家能源局西北监管局印发《西北区域跨省电力中长期交易实施细则》：西北区域跨省电力中长期交易通过双边协商交易、挂牌交易、集中竞价交易、滚动撮合交易等市场化方式开展，按照多年、年度、多月、月度、月内等交易周期组织。

上海市发改委发布《上海市绿色电力交易实施方案》：2024年9月起，新并网发电的I、II类绿电企业需自建或购买储能调峰能力、或者参与本市调峰调频市场，承担相关调峰调频责任。存量新能源原则上给予3年豁免期，后续适时予以调整。

贵州省印发《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（试行）》征求意见稿：交易方式共2种：一是直接交易，独立储能以独立经营主体直接参与电力市场，既可作为买电方，也可作为卖电方；二是联合交易，电源侧或用户侧储能与所属电源或用户联合作为一个整体参与电力市场，只能作为买电或卖电其中一方。配建储能通过技术改造满足条件后，可选择转为独立储能参与电力市场。风光水火储多能互补一体化项目所属储能，原则上暂不能转为独立储能。

宁夏回族自治区发布《关于开展宁夏电力现货市场第四次结算试运行工作的通知》：储能电站自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场。“报量不报价”方式下，申报次日96点充放电曲线及是否服从调剂。“报量报价”方式下，申报次日量价曲线和每日期望剩余电量区间。储能充电按照用户侧进行申报，放电按照发电侧进行申报。

国家能源局云南监管办公室关于公开征求《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》: 持续丰富交易品种，推动市场机制不断完善。强化与绿色电力交易衔接，以市场化方式引导绿色电力消费。探索建立灵活调节、储能、应急等不同类型电源参与电力市场机制，引导各种类型电源的投资建设。建立需求侧响应机制，充分挖掘各类经营主体响应潜力，共同保障电力供应安全。

国家能源局云南监管办公室关于公开征求《云南绿色电力交易实施细则（征求意见稿）》：核发可交易绿证的可再生能源发电企业的绿色电力交易结算结果用于支撑绿证划转。存量常规水电按照省内相关电力市场细则要求及交易流程参与中长期交易，并据此开展电力交易溯源明确存量常规水电的电量流向，用于支撑存量常规水电绿证划转。

2.4 规划类政策：

安徽省公开征求《安徽省新型储能推广应用实施方案（2024-2027年）》：培育一批示范应用项目，打造一批典型应用场景，建立和完善适宜新型储能健康发展的政策体系、商业模式和标准规范，促进新型储能产品在更多领域、更大范围实现推广应用，为全省新能源消纳、新型电力系统建设、能源绿色转型和光储产业高质量发展提供有力支撑。力争到2025年，全省新型储能装机规模达到300万千瓦以上，到2027年全省新型储能装机规模达到450万千瓦以上。

辽宁省沈阳市印发《国家碳达峰试点（沈阳）实施方案的通知》：建设友好型“新能源+储能”电站，推进60万千瓦电网侧新型储能电站示范项目建设，支持产业园区、工商业企业、大数据中心等灵活配建用户侧新型储能电站。依托中德（沈阳）高端装备制造产业园等园区，探索打造源网荷储一体化的现代智慧配电网综合示范项目。探索建设离网储能制氢试点，实施法库县、康平县风电场绿氢制备项目。到2025年，新型储能装机规模达到80万千瓦；到2030年，新型储能装机规模达到160万千瓦。

2.5 配储类政策：

《云南省2024年第二批新能源项目开发建设方案》中指出：纳入云南省2024年第二批新能源项目开发建设方案实施的项目共108个，装机934.75万千瓦，其中，风电项目30个、装机容量242.26万千瓦，光伏项目78个、装机容量692.49万千瓦，按照新能源装机的10%配置调节资源，可通过自建新型储能设施、购买共享储能服务等方式实现。

甘肃省发布《庄浪县“十四五”第三批新能源项目竞争性配置》：竞争性配置的总规模20万千瓦，共有2个风电项目同时竞配（各10万千瓦），单机容量不低于6兆瓦。其中项目新增储能不低于项目规模的10%,储能实施连续储能时长均不低于2小时，鼓励选择效率更高的集中式电网侧储能方式。储能比例达不到最低要求的，不得参与本次竞配。

广东省印发关于《汕头市推动新型储能产业高质量发展行动方案（2024—2026年）》：支持电源侧“新能源+储能”储能应用：结合风电、光伏发电等资源开发，实施“新能源+储能”开发模式。按照分类实施原则落实新能源配置储能要求，2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量10%，时长1小时配置新型储能，后续根据电力系统相关安全稳定标准要求、新能源实际并网规模等情况，调整新型储能配置容量。鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。