中国储能网讯：
根据CESA储能应用分会产业数据库统计，2024年10月，国内共发布了52条储能相关的政策文件，涉及发展规划、新能源配储、储能参与电力市场、补贴、容量电价、峰谷电价、新型储能技术创新、监督管理等几方面。
1.作为构建新型电力系统的基础设施，新型储能已经渗透到与能源有关的方方面面。在各地碳达峰、减污降碳、建设绿色城市等发展方案中，储能都被提及。如《山西省能源领域2024—2025年节能降碳行动计划》提到，开展多种技术路线的新型储能项目试点，力争到2025年新型储能规划容量达到600万千瓦。2.风电领域开始实施“千乡万村驭风行动”，为储能的发展创造了新的空间。10月，河南下发了《河南省“千乡万村驭风行动”总体方案》，文件提到，支持试点村统筹区域内可利用的风、光、生物质等可再生能源资源，按照源网荷储一体化项目模式实施。根据我们的观察，截至目前，已经有山西、安徽、云南、内蒙古、宁夏、陕西、河北、广东、山东、江西、河北等多个省份提出“千乡万村驭风行动”方案。3.储能参与电力市场的机制日趋完善，涉及到中长期交易、电力辅助服务、参与需求响应等。与储能相关的虚拟电厂，各地也陆续出台相关政策。10月，甘肃发布了《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案（试行）》。4.更多地区出台与储能相关的补贴，一部分是针对产业的补贴，支持储能产业发展；另外一部分是针对用户侧的补贴，对安装光储设施给予一定补贴。华东、华南地区工商业发达，分布式光伏和工商业储能发展领先，同时锂电产业也较为发达。因此，10月份，出台补贴的区域也主要集中广东、上海、浙江、福建等。5.目前，大储领域储能成本回收普遍比较困难。行业人士对出台储能容量电价的呼声一直存在。10月，广东省出台《广东省发展改革委关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿）》。文件提到，对满足标准的独立储能电站，给予电费补偿。年度补偿标准统一为100元/千瓦（含税），月度补偿标准按年度补偿标准除以12确定，每月补偿电费以元为单位，四舍五入保留两位小数。根据我们的统计，已经出台容量补贴的省份包括内蒙古、广东、山东、浙江、安徽、新疆等。6.储能新技术的发展受到关注，更多省份鼓励长寿命、高安全储能及相关技术的发展，涉及固态电池、液流电池、氢能等。7.更多地区出台储能监督管理规范，涉及消防安全、电站建设管理等。10月份，共有7个地区发布新规范。国家发展改革委等部门关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见 国家发改委、国家能源局、工信部等六部门文件提出，建立健全储能价格机制。对实行两部制电价集中式充换电设施用电在规定期限内免收需量（容量）电费。稳妥有序推动分布式新能源发电参与市场化交易，促进分布式新能源就近消纳。加强新能源在公平接入电网、参与电力市场及消纳利用等方面的监管。电力辅助服务主要是由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡、黑启动等服务。可以提供辅助服务的经营主体包括火电、水电、储能、虚拟电厂等。《规则》明确，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。文件提出，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。国家能源局关于提升新能源和新型并网主体涉网安全能力服务新型电力系统高质量发展的通知 国家能源局
文件提到，并网前，电力调度机构要严格审核纳入涉网安全管理范围内的并网主体提供的涉网性能型式试验报告，报告应由具备CNAS/CMA资质（中国合格评定国家认可委员会认可或中国计量认证）或同等资质能力的第三方机构出具，审核同意后方可并网。《通知》强调，新能源和新型并网主体的业主要对照《电力系统安全稳定导则》（GB 38755-2019）、《电力系统网源协调技术导则》（GB/T 40594-2021）以及风电、光伏、储能相关的国家标准及行业标准等规定要求，组织实施工程项目建设，保证继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统配置符合要求，避免“带病入网”。汕头市推动新型储能产业高质量发展行动方案（2024—2026年）汕头市发改局文件提到，依托六合产业园、濠江区海上风电创新产业园、深圳市—汕头市产业转移合作园区谋划储能产业集聚区。建立完善锂电溯源管理体系，全力打造粤东地区废旧锂电池综合利用回收区域中心。文件明确，支持电源侧“新能源+储能”储能应用。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。鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。安徽省新型储能推广应用实施方案（2024-2027年）安徽省工信厅
文件提到，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。支持各地因地制宜布局全钒液流电池、铅炭电池、压缩空气等技术相对成熟的新型储能项目，推动成熟技术开展规模化应用；支持有条件地区围绕压缩二氧化碳、其他液流电池（铁铬液流电池、铁基液流电池、锌基液流电池等）、重力储能等新兴技术领域建设新型储能示范项目，加快构网型储能系统示范应用；支持开展氢储能、热储能等具有长时储能应用潜力的新型储能技术试点应用。电源侧储能，重点围绕风光资源集中区域，支持源网荷储一体化和多能互补项目开发建设，支持新能源项目通过配建储能或租赁容量形式。电网侧储能，重点围绕大规模新能源汇集、负荷密集接入和电压支撑能力不足的关键电网枢纽点，布局一批电网侧独立新型储能电站。10月，云南、贵州、安徽等地都发布了风电光伏发电的建设方案及项目清单，还有风电光伏竞争性配置方案，其中都提到了配储要求，大多在两小时。值得关注的是上海发布的《上海市绿色电力交易实施方案》。文件提出，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。I类绿电企业：已建档立卡且不享受国家可再生能源补贴的平价发电企业。补贴已到期或已满额的发电企业、自愿放弃整个项目后续全部补贴的发电企业由电力交易机构向政府有关部门报备后于次月生效。II类绿电企业：已建档立卡的带补贴发电企业或低价发电企业。包括享受国家可再生能源补贴的发电企业、通过竞争配置形成的低价发电企业，以及原保障收购电量执行国家电价政策的低价发电企业等。浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则（征求意见稿） 浙江省电力交易中心
文件提到，参与调频市场的独立储能电站应符合储能相关并网技术标准，从单一并网点接入，并具备向调度机构实时反馈电池SOC 状态、上下调频能力等信号的条件。调频市场参数规定，储能调频容量上限为200MW、调频里程报价上限15元/MW。贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（试行）贵州省能源局
文件明确了两种交易方式：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。交易品种包含中长期电能量交易、现货电能量交易、辅助服务交易3种。中长期电能量交易，独立储能需带分时量价曲线参与中长期电能量交易。可参与年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞价交易。现货电能量交易，独立储能可选择“报量不报价”或“保量报价”方式参与电力现货市场。辅助服务交易，独立储能按照《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则》等规定，可参与区域调频、跨省备用、调峰等辅助服务市场。安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）（征求意见稿） 安徽省能源局
文件指出，独立储能、虚拟电厂等新型市场经营主体参与中长期交易的，在交易过程中根据自身情况自主选择发、用电侧市场经营主体身份参与报价。其中，储能电站应具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，充电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充电时间不低于1小时。川渝一体化电力调峰辅助服务市场运行规则 重庆电力交易中心
根据通知，该规则适用于四川、重庆两省市间开展的电力调峰辅助服务。后续待条件成熟，可将西藏电网及相关经营主体纳入到本市场中。川渝一体化电力调峰辅助服务市场可在全年范围内全时段按需开展。当某一省级电网预测调峰资源不足或短期内有弃电风险时，相应省级电力调度机构向区域电力调度机构申请，区域电力调度机构及时启动市场。省（市）内调峰资源优先满足本省（市）内调峰需求，富余能力参加市场交易。独立新型储能根据省内调度计划，申报可交易时段、可交易时段的增加充电电力和交易价格、可充电容量等，按照价格非递增原则逐区间申报（最多5个区间），形成“电力-价格”曲线。广东省发展改革委关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿） 广东省发改委
电费补偿机制适用范围（满足下列条件之一就可以）：一是获得国家或省级能源主管部门认定的新型储能试点示范项目；二是纳入2023年至2025年的年度计划且在2025年底前进入商业运营的独立储能项目。独立储能电站可获得的电费补偿金额根据补偿标准和月度可用最大容量确定。其中年度补偿标准统一为100元/千瓦（含税），月度补偿标准按年度补偿标准除以12确定，每月补偿电费以元为单位，四舍五入保留两位小数。关于规范新型储能项目管理有关事项的通知 湖南发改委
文件对电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能在备案、建设、并网、运维等方面都做出了详细的规定。项目发展规划上，湖南省以发展电网侧及用户侧新型储能为主。电源侧、电网侧新型储能项目纳入年度建设计划管理。市级能源主管部门根据全省规划，组织报送本地区新型储能项目年度建设计划建议。额定功率500千瓦及以上（交流侧额定输出功率为准）的用户侧新型储能项目备案情况由市级能源主管部门按季度报送省级能源主管部门。在项目并网管理方面，通知指出，新型储能项目业主应当委托具备储能专业检测检验资质的机构开展并网检测；用户侧储能项目规模不得超过用户最大用电负荷或用电报装容量；用户侧储能项目接入配电网应满足《用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定》（GB/T 43526）要求，额定功率100千瓦以内的用户侧储能项目可不单独配置计量装置。在项目运行维护管理方面，通知明确，并网电压等级10（6）千伏及以上的新型储能电站应按程序向电力调度机构上传运行信息，接受调度指令的设备及电能质量在线监测装置的配置由项目业主负责；并网电压等级10（6）千伏以下的新型储能项目满足“可观、可测、可控、可调”技术要求的相关设备及电能质量监测装置的配置由电网企业负责。鼓励并网电压等级380伏及以下的新型储能项目优先考虑以聚合模式参与市场化交易。关于进一步加强湖州市新型储能电站管理工作的通知（征求意见稿） 浙江湖州发改委
文件明确了新型储能项目规划布局、项目备案、项目建设、消防验收（备案）、并网验收和运行监管等环节的管理。规划布局上，电网侧新型储能项目原则上布局在负荷中心、电网调节能力较弱及新能源消纳受限等区域，重点建设功率不低于50兆瓦、容量不低于100兆瓦时的项目。电源侧、电网侧以及额定功率5 兆瓦及以上的用户侧新型储能项目须纳入年度建设计划管理。项目备案环节，文件明确新型储能项目实行属地备案管理，由项目所在地区县能源主管部门负责。区县发改部门应定期将新型储能项目备案清单抄送属地住建、消防等相关主管部门及电网公司。项目建设上，新建、扩建或改建的功率为500千瓦且容量为500千瓦时及以上的新型储能电站，应按照《电化学储能电站设计规范》（GB51048-2014）开展工程设计和消防设计，按图施工。其中用户侧新型储能项目消防设计应符合《建筑防火通用规范》、《建筑设计防火规范》等国家工程消防技术标准。项目验收环节，新型储能项目建设单位须在项目投产前组织开展竣工验收并出具竣工验收报告，额定功率5兆瓦及以上的新型储能电站建设工程还应履行《电力建设工程质量监督管理暂行规定》（国能发安全规〔2023〕43号）中相关电力建设工程质量监督管理的要求并在竣工验收报告中体现。电化学储能电站安全管控技术规范（征求意见稿） 安徽省能源局
文件包含一般规定、储能系统、监控系统、保护通信与控制、电能计量、并网、防雷与接地、消防与安全、运行维护及退役、应急处置等方面的技术要求。文件主要适用于35千伏及以下电压等级接入的用户侧储能设施，35千伏以上电压等级接入的用户侧储能设施参考执行。储能电池要求：
电池应选择安全、可靠、环保型电池，类型包括但不限于锂离子电池、钠离子电池、铅酸/铅炭电池、液流电池、钠硫电池、燃料电池等，宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、充放电深度能力、自放电率和环境适应能力等技术条件进行选择。电池应无变形、漏液，电池极柱、端子、连接排应连接牢固，裸露带电部位应采取绝缘遮挡措施。电池阵列应具有在短路、起火或其他紧急情况下快速断开直流回路的措施，宜配置直流电弧保护装置。液流电池电堆外观应无变形或损坏,电解液循环系统管道、储罐、积液池应无变形、破损或裂痕，电解液循环系统各连接处应无漏液,阀门开合应无卡涩，过滤器压差应在规定范围内。储能变流器的功能：
（1）应采集储能变流器交、直流侧电压、电流等模拟量和装置正常运行、告警故障等开关量信息；
（2）应接收电池管理系统上送的电池电压、温度、计算电量等模拟量和故障告警等开关量保护、联合控制所需信息；
（3）应完成装置运行状态的切换及控制逻辑，且应包括储能变流器的启停、控制方式的切换、运行状态的转换；
（4）应具备保护功能，确保各种故障情况下的系统和设备安全。储能变流器保护配置宜符合如下规定：
a）本体保护：功率模块过流、功率模块过温、功率模块驱动故障保护；
b）直流侧保护：直流过压/欠压保护、直流过流保护、直流输入反接保护；
c）交流侧保护：交流过压/欠压保护、交流过流保护、频率异常保护、交流进线相序错误保护、防孤岛保护；
电化学储能电站安全管控技术规范（征求意见稿）广东省应急厅
文件提出了电化学储能电站安全管控的总体要求、安全监测、安全管理和应急管理等规定。文件适用于额定功率500kWh及以上的电化学储能电站，额定能量低于500kWh的电化学储能电站可参照执行。文件提出总体，电化学储能应位于不受洪水、潮湿、滑坡、泥石流、内涝威胁的地带，必须采取防洪、排涝的防护措施。电化学储能电站的安全管控应实行安全生产责任制。河南省新能源配建储能转为独立储能管理办法（征求意见稿） 河南发改委
根据文件，新能源配建储能是指纳入省级新能源指标的风、光项目配套建设的储能设施，该政策适用于已投运和在建的配建储能，未开工项目则采取租赁储能或直接按独立储能模式开展建设。需要注意的是已领取省级财政奖励的配建储能、多能互补和源网荷储项目暂不执行该办法。配建储能转为独立储能需满足配置独立电量计量装置、自动发电控制功能、省级调度机构联调测试和远程控制能力、满足安全消防等要求，在满足相关规范要求、通过验收后可转为独立储能。此外，转独立前已取得接入系统审查意见的，原则上不改变现有电网接入方式，已取得土地、环保、消防、安全、水保等手续则仍然有效。在具体申报方面，按业主自愿原则进行，通过验收后重新与电网签订并网调度协议、购售电合同等，在电力市场准入机构办理市场主体准入手续。电网则按照能转尽转的原则加快办理，转成独立储能后，享受河南省独立储能价格政策。山东沿海港口锂电池储能系统水路安全运输指南 山东省海事局
文件明确，锂电池储能系统运输过程中电池的荷电状态（SOC）建议不大于 50%。文件提出，锂电池储能集装箱或锂电池储能柜中每一电池簇的电池模块之间应采取断开电池维护开关、串联装置等措施断开电池外部连接，电池管理系统（BMS）、 储能变流器（PCS）、中央控制系统（MGCC）、能量管理系统（EMS）等电器设备应处于关闭断电状态。关于农业生产分时电价政策有关事项的通知 山东发改委 山东省农业农村厅
文件提到，除低谷时段23:00-7:00外，授权国网山东省电力公司根据山东电网电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素确定其他峰谷各时段。每年11月份，国网山东省电力公司向社会公布次年具体峰谷时段；如年内可能出现电力供需紧张、天气变化等不确定因素时，应及时对尚未执行的峰谷时段进行调整，调整结果需提前1个月向用户公布。在现行电价标准基础上，深谷时段每千瓦时降低0.333元（含税，下同），低谷时段降低0.17元，高峰时段提高0.17元，尖峰时段提高0.333元。黑龙江省发展和改革委员会关于进一步完善峰谷分时电价政策措施有关事项的通知 黑龙江发改委
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。产业补贴
《落实省政府〈关于推动经济持续回升向好的若干政策措施〉工业领域有关政策的工作细则》 四川经济和信息化厅
文件提出，实施绿色低碳制造业企业用能激励。2024年10月1日至2025年3月31日期间，鼓励市（州）加大绿色低碳优势产业用能支持，对符合条件的市（州），省级财政按照市（州）实际支出资金的35%给予支持，单个最高不超过3000万元。关于开展2024年第三批杭州市绿色能源领域储能行业成长性奖励申报工作的通知 杭州余杭区经信局
2023年生产钠离子电池、液流电池、固态锂离子电池、熔盐储能装备，氢燃料电池系统及关键零部件（氢燃料电池关键零部件为燃料电池电堆、双极板、空压机和氢气循环泵等）的企业，其相关业务年销售收入达3000万元后，年销售收入比2022年每增加1000万元给予50万元奖励，每家企业每年累计奖励不超过1000万元。金华市本级工业企业智能化改造资金奖补实施办法（2024年版） 浙江金华市经信局
文件提出，对工业投资项目实施分类分档奖补，当年设备投资额300万元（含）至 2000万元（含）、2000万元至5000 万元（含）、5000万元以上的，分别按设备投资额的 10%、15%、18%给予奖补。列入市级重点产业链培育项目追加2%-6%。其中智能光伏及新型储能、电动工具、纺织服装、磁性材料等产业项目追加奖补2%。单个项目当年奖励额最高不超过2000万元。《关于支持罗源锂电新能源产业基地发展若干措施》福州市工信局
文件提出，给予厂房补贴。由市属国有企业建设适当规模的厂房及设施，落地需租用厂房或经营性用房的企业（含台企）可优先承租，若其项目设备实际投资达40亿元及以上且6个月内达产并正常经营的，给予10年租金补贴。对落地需自行建设厂房或经营性用房的企业（含台企），若项目实际投资达60亿元以上，按厂房建设成本的30%予以补助，补助资金自项目投产年度起分10年期兑现。给予设备投资补助。支持企业依托现有技术优势，加快推进项目建设，在项目投产当年按其生产设备购置金额（不含税）的15%给予补助，单个项目补助总额不超过6亿元，补助资金自项目投产年度起分10年期兑现。市场补贴
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 广州市南沙区人民政府
文件提出，支持工业企业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。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 河南发改委
文件披露15个储能项目，总规模312.3MWh，奖励总金额为3526.9万元，平均112.9元/KWh。2024年5月，河南省发展和改革委员会办公室、河南省财政厅办公室关于开展2023年度新建非独立新型储能项目省级财政奖励资金审核工作有关事项的通知中指出，按照《河南省人民政府办公厅关于加快新型储能发展的实施意见》文件要求，2023年度新型储能奖励标准为140元/千瓦时。![]()
