中國儲能網訊：2024年上半年，我們總共收錄了500多條與儲能相關的政策，涉及國家級、省級、地市級等多個層級。包括儲能產業(yè)發(fā)展規(guī)劃、如何參與電力市場、新能源配儲要求、監(jiān)管、標準規(guī)范等多個方面。
整體來看，關于儲能建設、運行、監(jiān)管、參與電力市場等方方面面的政策越來越完善，這將引導儲能產業(yè)更加規(guī)范、更加健康地發(fā)展。
趨勢分析
從收錄的500多條政策規(guī)范中，我們觀察到的概趨勢包括以下幾點：
1. 儲能熱潮已經席卷全國，主要體現(xiàn)在產業(yè)發(fā)展和儲能電站的開發(fā)投運。
我們觀察到，在2024年政府工作報告、碳達峰方案、重點項目清單、能源規(guī)劃、產業(yè)規(guī)劃等各類政策文件中，幾乎所有省市都提到了儲能。
具體內容上，一是產業(yè)發(fā)展規(guī)劃。比如廣東地區(qū)，憑借產業(yè)鏈優(yōu)勢，幾乎每個地級市都出臺了促進儲能發(fā)展的政策，比如《廣州市白云區(qū)促進新型儲能產業(yè)高質量發(fā)展若干措施（試行）》、揭陽市發(fā)改委發(fā)布《揭陽市儲能發(fā)展規(guī)劃（2023-2030年）》。
二是儲能電站開發(fā)。2022年以來，國內儲能市場開始大規(guī)模釋放，各省市紛紛以示范項目的方式推動儲能電站落地。
今年上半年，內蒙古發(fā)布了截至目前全國最大規(guī)模的電站開發(fā)規(guī)劃。兩批次電網側獨立儲能示范項目加上專項行動方案，規(guī)劃規(guī)模超105GWh。
2. 儲能電站的成本疏導機制在完善。主要包括參與電力市場和補貼兩部分。
今年上半年，越來越多的地區(qū)，在現(xiàn)貨交易、兩個細則（并網細則、輔助服務細則）等電力市場的相關文件中，都提到了儲能的參與方式和考核方式。
有的地區(qū)也專門出臺儲能參與電力市場的方案。比如，陜西發(fā)改委發(fā)布《陜西省新型儲能參與電力市場交易實施方案》。
補貼部分，依據(jù)大儲、工商業(yè)儲能等不同場景，主要分為容量補貼、投運補貼、建設補貼等。比如，內蒙古地區(qū)給予電網側獨立儲能示范項目最高0.35元/Wh的容量補貼，為期10年。
投運補貼主要在江浙滬、廣東等工商業(yè)儲能發(fā)展火熱的地區(qū)，根據(jù)上網電量給予一定的度電補貼。
3.新能源配儲的趨勢還在增強，進一步蔓延到分布式能源領域。
新能源配儲的趨勢在增強，主要體現(xiàn)在兩方面：一是配儲比例和時長都在提升。比如，內蒙古、西藏維持4小時的時長要求，甘肅河西地區(qū)由2小時提升到4小時。
山東地區(qū)，一些市場化并網項目的配儲比例提升到80%。比如信義萊西馬連莊200W農光儲一體項目。
二是分布式光伏也開始要求配儲。比如，《廣東省推進分布式光伏高質量發(fā)展行動方案》提出：對存在消納困難的區(qū)域，分布式光伏項目可通過配建新型儲能設施、實施匯集升壓接入等措施解決接入能力和承載能力不足的問題。
廣西岑溪市發(fā)布的《岑溪市分布式光伏發(fā)電項目管理暫行辦法》，就要求項目按照10%/2h配儲。
但毫無疑問的是，新能源配儲的方式越來越靈活，各地都鼓勵租賃或購買獨立共享儲能容量。
4.儲能在細分場景的的應用進一步深化，主要是光儲充、源網荷儲兩個場景。
新能源汽車的滲透率日益提高，各地政府將充電基礎設施建設納入發(fā)展規(guī)劃，鼓勵光儲充（換）的發(fā)展模式。
如四川印發(fā)《四川省充電基礎設施發(fā)展規(guī)劃（2024—2030年）》，明確提出，建設“光儲充放(換)”一體化示范項目，在成都建成10座以上“充電+儲能”一體化平急兩用基礎設施項目。
今年5月，河南一舉發(fā)布三項源網荷儲有關的文件：《河南省工業(yè)企業(yè)源網荷儲一體化項目實施細則（暫行）》《河南省增量配電網類源網荷儲一體化項目實施細則（暫行）》《河南省農村地區(qū)源網荷儲一體化項目實施細則（暫行）》。
截至目前，內蒙古、寧夏、河南、廣西等地發(fā)布了源網荷儲一體化細則。該類項目中，都需要配置一定比例和時長的儲能。
5.儲能的監(jiān)管在強化和細化，特別是靠近大眾的工商業(yè)儲能，消防是重點內容。
安全是懸在整個儲能行業(yè)頭上的一把利劍。人們最擔心的安全問題是儲能電站起火爆炸。
大量的儲能項目陸續(xù)落地，地方政府也開始出臺相關的監(jiān)管文件，消防是重點內容。
工商業(yè)火爆的江浙滬地區(qū)走在前列。今年上半年，上海發(fā)布《上海市工商業(yè)儲能條例》，杭州發(fā)布《關于做好我市電化學儲能電站建設工程消防設計審查驗收管理工作的通知》。
此外，對于選址、驗收、并網接入等這些電站建設的細節(jié)問題，也有地方機構陸續(xù)出臺文件。如《國網安徽省電力有限公司電源、儲能接入和電網互聯(lián)前期工作管理指導意見》。
國家級政策概述
《國家能源局關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》（國能發(fā)科技規(guī)〔2024〕26號） 國家能源局
該文件主要目的是規(guī)范新型儲能并網接入管理，優(yōu)化調度運行機制。主要內容包括規(guī)范并網接入管理，優(yōu)化新型儲能調度方式，加強新型儲能運行管理，規(guī)范新型儲能并網接入技術要求，鼓勵存量新型儲能技術改造、推動新型儲能只會調控技術創(chuàng)新。
文件還強調，以市場化方式促進新型儲能調用，加快推進完善新型儲能參與電能量市場和輔助服務市場的有關細則，豐富交易品種，促進新型儲能“一體多用、分時復用”。
國家級新型儲能試點示范項目名單 國家能源局
這是首份國家級儲能試點示范項目名單。經項目單位申報，有關省級能源主管部門和中央企業(yè)匯總推薦，國家能源局組織專家評審。
此份名單共有56個項目，涉及壓縮空氣儲能、混合儲能、重力儲能、飛輪儲能、全釩液流儲能、二氧化碳儲能、鉛炭電池儲能、液態(tài)空氣儲能、鐵基液流儲能、水系鈉離子電池儲能、鋅鐵液流電池儲能、鋰離子電池儲能等多個技術路線。
關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知(發(fā)改價格〔2024〕196號) 國家發(fā)改委、國家能源局
文件強調，按照“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”的總體原則，不斷完善輔助服務價格形成機制，推動輔助服務費用規(guī)范有序傳導分擔，充分調動靈活調節(jié)資源主動參與系統(tǒng)調節(jié)積極性。
關于調峰，文件提出：完善調峰市場交易機制。其中，電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行的地區(qū)，原則上風電、光伏發(fā)電機組不作為調峰服務提供主體，研究適時推動水電機組參與有償調峰，其他機組在現(xiàn)貨市場未運行期間按規(guī)則自主申報分時段出力及價格，通過市場競爭確定出清價格和中標調峰出力。
合理確定調峰服務價格上限。調峰服務價格上限原則上不高于當?shù)仄絻r新能源項目的上網電價。
關于調頻，文件提出：規(guī)范調頻市場交易機制。調頻費用根據(jù)出清價格、調頻里程、性能系數(shù)三者乘積計算。合理確定調頻服務價格上限。調頻里程出清價格上限不超過每千瓦0.015元。
國家能源局關于做好新能源消納工作 保障新能源高質量發(fā)展的通知（國能發(fā)電力〔2024〕44號） 國家能源局
通知明確加快推進新能源配套電網項目建設、推進系統(tǒng)調節(jié)能力提升和網源協(xié)調發(fā)展、充分發(fā)揮電網資源配置平臺作用、科學優(yōu)化新能源利用率目標。
因地制宜制定本地區(qū)電力系統(tǒng)調節(jié)能力提升方案，明確新增煤電靈活性改造、調節(jié)電源、抽水蓄能、新型儲能和負荷側調節(jié)能力規(guī)模，以及省間互濟等調節(jié)措施，并組織做好落實。開展對各類儲能設施調節(jié)性能的評估認定，提出管理要求，保障調節(jié)效果。切實提升新能源并網性能。切實提升新能源并網性能，發(fā)電企業(yè)要大力提升新能源友好并網性能，探索應用長時間尺度功率預測、構網型新能源、各類新型儲能等新技術，提升新能源功率預測精度和主動支撐能力。
國家發(fā)展改革委 國家能源局關于新形勢下配電網高質量發(fā)展的指導意見 國家發(fā)改委、國家能源局
文件提出，推動新型儲能多元發(fā)展?；陔娏ο到y(tǒng)調節(jié)能力分析，根據(jù)不同應用場景，科學安排新型儲能發(fā)展規(guī)模。引導分布式新能源根據(jù)自身運行需要合理配建新型儲能或通過共享模式配置新型儲能，提升新能源可靠替代能力，促進新能源消納。在電網關鍵節(jié)點、電網末端科學布局新型儲能，提高電網靈活調節(jié)能力和穩(wěn)定運行水平。支持用戶側儲能安全發(fā)展，加強計量管理，實現(xiàn)應采盡采，圍繞分布式新能源、充電設施、大數(shù)據(jù)中心等終端用戶，探索儲能融合應用新場景，支持參與電網互動。推動長時電儲能、氫儲能、熱（冷）儲能技術應用。
省級政策概述
新能源配儲
我們收錄到的，新能源配儲的區(qū)域包括：江西、貴州、廣西、江蘇、河南、河北等。
不完全披露，選取的是比較典型的場景政策，如風光大基地開發(fā)、分布式能源、光儲充、源網荷儲一體化等。
江西省新型儲能發(fā)展規(guī)劃（2024-2030） 江西省能源局
發(fā)展目標上，《規(guī)劃》提出，到2025年，重點依托“新能源+儲能”發(fā)展模式，力爭實現(xiàn) 各設區(qū)市新型儲能投產規(guī)模不少于新增新能源裝機的15%。到2030年，新型儲能在源、網、荷各側開展規(guī)?；季謶茫滦蛢δ芡懂a規(guī)模不少于新增新能源裝機的20%。
新建新能源項目配建儲能容量不低于新能源裝機規(guī)模的10%，儲能時長不少于2小時。結合江西省電力系統(tǒng)調峰需求，適時調整“新能源+儲能”配建政策。
貴州省新型儲能項目管理暫行辦法 貴州省能源局
建立“新能源+儲能”機制，對集中式風電、光伏發(fā)電項目暫按不低于裝機容量10%的比例(時長2小時)配置儲能電站。配置儲能電站可由企業(yè)自建、共建或租賃。
電源側新型儲能項目投運后，可向風電、光伏發(fā)電項目提供租賃服務。鼓勵新能源企業(yè)與儲能企業(yè)簽訂協(xié)議，由新能源企業(yè)支付儲能租賃費用，儲能企業(yè)按容量提供服務，采取雙方協(xié)商等方式形成租賃價格，鼓勵簽訂3—5年及5年以上中長期協(xié)議。
廣西壯族自治區(qū)能源局關于印發(fā)2024年度陸上風電、集中式光伏發(fā)電項目建設方案的通知 廣西省能源局
陸上風電、集中式光伏發(fā)電項目配置比例分別為裝機容量的20%、2小時和10%、2小時。
關于規(guī)范我省陸上風電發(fā)展的通知 江蘇發(fā)改委
新增陸上風電項目（全部自發(fā)自用的分散式風電項目除外）均應采取自建、合建或購買功率不低于10%裝機容量、時長2小時的新型儲能（包括電化學、壓縮空氣、重力儲能等）方式落實市場化并網條件。
新型儲能裝置要采用安全高效、先進可靠的設備和系統(tǒng)設計，陸上風電項目的全壽命周期內，均應具備相應的配套調峰能力。
《河南省農村地區(qū)源網荷儲一體化項目實施細則（暫行）》河南發(fā)改委
文件強調，增量配電網類項目原則上應配置不低于新能源規(guī)模15%的集中式獨立儲能裝置。
獨立的小型抽蓄、新型儲能電站向增量配電網送電的，其抽水或充電電量不收取輸配電價和政府性基金及附加。
各級發(fā)展改革部門要優(yōu)先將具備條件的源網荷儲一體化建設項目納入規(guī)劃，增量配電網內電源、電網、負荷、儲能等項目內容按照類別分別進行核準或備案。
山東省人民政府關于印發(fā)2024年“促進經濟鞏固向好、加快綠色低碳高質量發(fā)展”政策清單（第一批）的通知 山東省人民政府
通知指出，優(yōu)化海上光伏儲能配置，2025年年底前建成并網的海上光伏項目，免于配置儲能設施；2025年以后建成并網的，原則上按照不低于20%、2小時比例配置儲能設施，可采用配建儲能、新建或租賃獨立儲能、制氫等方式，其中符合條件的新建獨立儲能可優(yōu)先納入省級新型儲能項目庫。
通知還指出，對獨立儲能示范項目和列為試點的長時儲能項目，參與電力市場的容量補償費用暫按電力市場規(guī)則中月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行；其中，長時儲能項目容量補償不與獨立儲能示范項目等政策同時享受。
河北省開發(fā)區(qū)分布式新能源高質量發(fā)展推進方案 河北省發(fā)改委
試點開發(fā)區(qū)新建分布式新能源項目，參照2023年保障性并網項目管理要求和建設標準配置或租賃一定比例儲能設施，可不受可開放容量限制。配套儲能應與分布式新能源項目在同一220千伏供電區(qū)域內，同步建設、同步并網，并承諾參與調峰，接受電網統(tǒng)一調度。
補貼政策
我們收錄到的，提供補貼的區(qū)域包括：浙江、安徽蕪湖、河南駐馬店、廣東惠州、上海臨港、浙江東陽、重慶銅梁、深圳寶安、蘇州工業(yè)園區(qū)。
補貼主要分為容量補貼、上網電量補貼、建設補貼等，不完全披露，僅重點區(qū)域。
新型儲能容量補償資金分配方案 浙江發(fā)改委、浙江能源局
分配對象為浙江省的11個設區(qū)市，由各市對列入新型儲能項目建設計劃，且在2024年6月30日前完成并網試驗的電網側新型儲能項目開展補償，總規(guī)模不超過130萬千瓦。
文件明確，將各設區(qū)市電網側新型儲能項目裝機容量在全省項目裝機容量占比作為最主要的因素，權重為85%；將各設區(qū)市應急機動負荷規(guī)模在全省應急機動負荷規(guī)模占比作為其中的分配因素，權重為10%；將各地市2023年7月至2024年6月計劃新增風電、集中式光伏裝機容量在全省計劃新增容量占比作為分配因素，權重為5%。
資金分配比例及金額方面，2024-2026年分別按照200元/千瓦·年、180元/千瓦·年、170元/千瓦·年的補償標準發(fā)放補償。
關于加快光伏發(fā)電項目建設的若干政策措施 安徽蕪湖市政府
繼續(xù)支持儲能項目建設，對2024年1月1日至2025年12月31日期間建成并網的儲能項目，按放電量給予0.3元/千瓦時補貼，補貼年限為3年，單個項目年度補貼最高100萬元。通知鼓勵利用建筑物屋頂和立面、房前屋后空閑地等建設分布式光伏項目，探索開展戶用光伏儲能一體化建設，對承諾配儲的項目優(yōu)先接入消納。
駐馬店新型儲能發(fā)展規(guī)劃（征求意見稿） 駐馬店市政府
對于新能源項目配建非獨立儲能和用戶側的非獨立儲能規(guī)模在1000千瓦時以上的儲能項目，投入使用并通過核查驗收后，除省財政在下一年度給予一次性獎勵外（2023年、2024年、2025年獎勵標準分別為140元/千瓦時、120元/千瓦時、100元/千瓦時），受益財政給予適當獎勵。
惠州市推動新型儲能產業(yè)高質量發(fā)展資金（支持應用方向）管理實施細則 惠州市能源和重點縣項目局
在支持范圍、對象和方式方面，國家或省級儲能示范項目類，采取事后補助方式給予一次性獎勵，根據(jù)上一年度國家或省儲能示范項目名單確定，單個項目最高獎勵500萬元。2023年投產新型儲能電站項目類，采取事后補助方式給予一次性獎勵，根據(jù)并網時間節(jié)點和放電量確定，給予投資主體不低于0.15元/千瓦時的事后補助，單個項目最高獎勵300萬元。
中國（上海）自由貿易試驗區(qū)臨港新片區(qū)推動新型儲能示范應用引領產業(yè)創(chuàng)新發(fā)展實施方案 上海臨港新片區(qū)管委會
《方案》提出，支持新型儲能高質量發(fā)展和市場化運營。對具有技術先進性和產業(yè)帶動性，并提供典型應用場景優(yōu)質解決方案的新建用戶側儲能項目（項目應于2024年-2026年投產，裝機容量不低于1MWh，全容量放電時長不低于2h，年充放電次數(shù)不低于450次），按照項目裝機容量規(guī)模給予200元/千瓦時的獎勵支持，獎勵分3年進行發(fā)放，單個項目最高不超過500萬元。
《方案》還提出，支持戰(zhàn)略引領和前瞻布局的新型儲能產業(yè)項目建設。按照項目新增投資的10%比例給予支持、金額不超過1億元。對于產業(yè)生態(tài)鏈帶動發(fā)揮重大作用的項目不超過10億元。
東陽市支持分布式光伏和新型儲能發(fā)展的實施意見 浙江東陽市政府
對2024年1月1日至2026年12月31日期間建成投運的儲能系統(tǒng)容量不低于200千瓦/400千瓦時的用戶側儲能、分布式光儲、光儲充一體化等項目，按照儲能設施裝機規(guī)模給予50元/千瓦一次性建設補貼，單個項目最高補助金額不超過10萬元。
鼓勵新建設的非居民分布式光伏發(fā)電項目按照裝機容量的10%以上配建儲能系統(tǒng)。國企單位投運的用戶側儲能、分布式光儲、光儲充一體化等項目只享受上級財政專項補助，市財政不予另行補助。
優(yōu)先保障儲能項目用電需求。在需求側響應、有序用電等特殊時期，優(yōu)先保障已安裝系統(tǒng)容量200千瓦/400千瓦時及以上用戶側儲能項目的制造業(yè)企業(yè)。
鼓勵參與虛擬電廠負荷調節(jié)。2024年1月1日至2026年12月31日期間，對積極參與虛擬電廠負荷調控的制造業(yè)企業(yè)，根據(jù)響應次數(shù)及儲能設備裝機功率給予1.5元/千瓦/次調峰補貼，每年發(fā)放一次。
銅梁區(qū)支持新型儲能發(fā)展八條措施（試行） 重慶銅梁區(qū)經信委
文件指出：要支持“新能源+儲能”一體化模式開發(fā)，對建設新型儲能設施配比容量達到發(fā)電站裝機量10%，且儲能時長在2小時及以上的新能源發(fā)電企業(yè)，每年按新型儲能設備投資額的2%給予補貼，連續(xù)補貼3年，單個項目補貼資金不超過1500萬元。
寶安區(qū)關于促進新能源產業(yè)高質量發(fā)展的若干措施 深圳寶安區(qū)政府
支持開展綠色低碳項目，對于應用標桿項目，實際建設投入500萬元以上的，按項目實際建設投入的20%，給予最高300萬元獎勵。
支持開展新型儲能示范項目，鼓勵企業(yè)開展電網側和用戶側儲能融合項目示范，對已并網投運且實際投入500萬元以上的電化學儲能項目，儲能配置時長不低于2小時的，按照儲能設施裝機規(guī)模給予200元/千瓦時的補貼，對單個項目最高補貼300萬元。
關于征集蘇州工業(yè)園區(qū)光伏和儲能項目（2023年度并網項目）的通知 蘇州工業(yè)園區(qū)
申報對象為在園區(qū)備案實施的分布式光伏、光伏建筑一體化應用（光伏組件作為建筑構件）、光伏配置儲能項目，項目應于2023年1月1日至2023年12月31日并網（以國網提供的并網時間為準），并接入園區(qū)碳達峰平臺。
此次申報為項目征集，待審核通過項目正式入庫后方可享受補貼，補貼標準為：
1.分布式光伏項目自項目投運后按發(fā)電量補貼1年，每千瓦時補貼建筑業(yè)主方0.1元。（光伏發(fā)電設施建設要求納入土地出讓條件和規(guī)劃條件的項目除外）
2.光伏建筑一體化應用（光伏組件作為建筑構件）項目自項目投運后按發(fā)電量補貼3年，每千瓦時補貼項目投資方0.1元。
3.光伏配置儲能項目自項目投運后按發(fā)電量（放電量）補貼3年，每千瓦時補貼項目投資方0.3元。
需求響應
我們收錄到的，對響應迎峰度夏（冬）電力需求缺口給予補貼的包括：浙江江山、溫州、永嘉等，江蘇等。不完全披露，僅典型地區(qū)。
浙江江山關于征求《江山市2023-2024年度電力移峰填谷、需求響應等需求側管理補貼實施辦法》意見的公告 浙江江山市發(fā)改局
全省執(zhí)行電力需求響應期間，對江山市有效參與需求響應的電力用戶，在已獲得省級電力需求響應補貼金額基礎上額外給予1元/千瓦時地方補貼。
在迎峰度夏(冬)期間，根據(jù)省電力公司發(fā)布的電力缺口時段，對有效向電網輸送電能的儲能用戶及電動汽車用戶補貼 0.5 元/千瓦時。
補貼對象： 在2023年迎峰度冬、2024年迎峰度夏期間，擁有獨立用電戶號、滿足計量采集要求的儲能用戶，以及利用具備計量條件的 V2G 充電樁向電網反向送電的電動汽車用戶。
溫州市迎峰度夏（冬）電力保供補貼實施方案 溫州市發(fā)改委
“用戶側儲能頂峰補貼”申報對象：經市發(fā)展改革委及國網溫州供電公司確認，利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時充電，在高峰負荷時放電并具備計量條件的用戶側電化學儲能項目用戶。
用戶側儲能頂峰補貼：根據(jù)市級指令在規(guī)定時段內使用電化學儲能頂峰放電的工業(yè)企業(yè)用戶，給予1元/千瓦時的補貼。
江蘇省電力需求響應實施細則的通知 江蘇發(fā)改委
文件明確，需求響應實施補貼標準。其中0.5-2小時（含2小時）的，度電補貼最高，為4.8元/kWh。0.5小時以下的實時需求響應，既有度電補貼3元/kWh，又有容量補貼10元/kW。
削峰需求響應一次調控時長在4小時以上的，按照可調節(jié)負荷（元/千瓦）給予補貼，可調節(jié)負荷補貼最高限價15元/千瓦，具體通過競價形成。
對于實時需求響應的快上快下，迎峰度夏（冬）前配合完成可調負荷儲備容量校核。對校核達標的用戶，給予迎峰度夏（冬）期間“容量+度電”兩部制補貼，并實施考核。其中：可調節(jié)負荷度電補貼標準最高限價3元/千瓦時，具體通過競價形成，容量補貼標準為10元/千瓦。
填谷需求響應，促進可再生能源電力消納，執(zhí)行可再生能源消納補貼。結合全省可再生能源出力和消納情況，在每年的節(jié)假日期間，根據(jù)需求啟動填谷需求響應。約定需求響應谷時段可再生能源消納度電補貼標準為0.6元/千瓦時。
永嘉縣迎峰度夏（冬）電力保供補貼實施方案通知 永嘉縣發(fā)改局
省級電力保供前置措施（移峰填谷、集中檢修，下同）執(zhí)行期間，對工業(yè)企業(yè)開展電力保供用電生產進行補助。
錯避峰補貼：對參與電力緊張時段有效壓降的工業(yè)企業(yè)用戶，給予0.2元/千瓦時的補貼。
柴發(fā)頂峰補貼：根據(jù)統(tǒng)一指令在規(guī)定時段內使用用戶側柴油發(fā)電機組頂峰發(fā)電的工業(yè)企業(yè)用戶，給予2元/千瓦時的補貼。
用戶側儲能頂峰補貼：根據(jù)統(tǒng)一指令在規(guī)定時段內使用電化學儲能頂峰放電的工業(yè)企業(yè)用戶，給予1元/千瓦時的補貼。
進一步落實2024年海鹽縣電力負荷管理工作 海鹽縣發(fā)改委
儲能調控補貼標準：對嘉興虛擬電廠平臺發(fā)起統(tǒng)一調度，根據(jù)“虛擬電廠”平臺統(tǒng)計的響應負荷評價，判斷為響應有效的儲能用戶，按實際響應電量給予0.25元/千瓦時的補貼。
省級組織發(fā)起的約定型需求響應：對積極參與省級發(fā)起的約定型需求響應用戶，在省級補貼標準的基礎上增加地方專項補貼0.5元/千瓦時。
移峰填谷及集中檢修補貼標準：對積極參與省級發(fā)起的移峰填谷、及集中檢修且有效執(zhí)行的電力用戶，按照執(zhí)行期間該用戶有效執(zhí)行的響應電量給予0.2元/千瓦時補貼。
云南省能源局關于印發(fā)2024年云南省電力需求響應方案的通知 云南省能源局
云南省的需求響應交易品種分為邀約型削峰、實時型（可中斷）削峰、邀約型填谷、實時型填谷四類。需求響應原則上每天不多于3次，每次不超過3小時。
邀約型削峰價格由當次市場競價形成，根據(jù)調控時長，價格標準上限3~15元/kW·次（3~5元/kWh）不等。
實時型（可中斷）削峰最終價格由月前市場競價形成，根據(jù)調控時長，價格標準上限5~21元/kW·次（5~7元/kWh）不等。
邀約型填谷響應最終價格由當次市場競價形成，根據(jù)調控時長，價格標準上限0.5~3元/kW·次（0.5~1元/kWh）不等。
實時型填谷響應最終價格由月前市場競價形成，根據(jù)調控時長，價格標準上限1~4.5元/kW·次（1~1.5元/kWh）不等。
電力市場及電價政策
電力市場相關政策
中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會令第18號頒發(fā)《電力市場監(jiān)管辦法》 國家發(fā)改委
電力市場監(jiān)管的對象為電力市場成員。電力市場成員應當自覺遵守有關電力市場的法規(guī)、規(guī)章。
電力市場成員包括電力交易主體、電力市場運營機構和提供輸配電服務的電網企業(yè)等。
電力交易主體包括參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、儲能企業(yè)、虛擬電廠、負荷聚合商等。電網企業(yè)按照國家有關規(guī)定對暫未直接參與電力市場交易的用戶實施代理購電時，可視為電力交易主體。
電力市場運營機構是指電力交易機構、電力調度機構。
中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會令第20號 《電力市場運行基本規(guī)則》 國家發(fā)改委
本規(guī)則所稱的電力市場成員包括經營主體、電力市場運營機構和提供輸配電服務的電網企業(yè)等。其中，經營主體包括參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶和新型經營主體（含儲能企業(yè)、虛擬電廠、負荷聚合商等）；電力市場運營機構包括電力交易機構、電力調度機構。
電力市場運營機構按職責負責電力市場交易、電力調度和交易結果執(zhí)行，以及配套的準入注冊、計量結算、信息披露等，維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。
電網企業(yè)應當公平開放輸電網、配電網，根據(jù)交易結果為經營主體提供安全、優(yōu)質、經濟的輸配電服務，根據(jù)結算依據(jù)向經營主體結算相關費用。嚴格執(zhí)行國家規(guī)定的輸配電價，并接受相關電力監(jiān)管機構的監(jiān)督檢查。
經營主體應當按照有關規(guī)定履行交易結果，根據(jù)交易結果使用輸配電網。
電力市場交易類型包括電能量交易、電力輔助服務交易、容量交易等。
山東電力市場規(guī)則（試行） 國家能源局山東監(jiān)管辦公室、山東省發(fā)展和改革委員會、山東省能源局
《山東電力市場規(guī)則(試行)》共十九章。重點內容包括：系統(tǒng)設計電力市場規(guī)則、完善經營主體參與市場機制、優(yōu)化電力市場結算機制、新建一二次限價機制、優(yōu)化市場化容量補償機制分配方式、完善市場力監(jiān)管機制、調整調頻輔助服務市場交易組織及費用結算方式、有序銜接機組并網運行考核與電力市場運營、豐富零售市場套餐種類。
文件對新型儲能（含分布式儲能聚合）、虛擬電廠等新要素新業(yè)態(tài)入市相關要求進行了明確。
明確新型儲能為新型經營主體。其中表示，考慮電網安全運行及新型儲能發(fā)展趨勢，將獨立新型儲能參與市場方式優(yōu)化為“報量報價”參與現(xiàn)貨市場。同時指出，新型儲能應滿足最大充放電功率、最大調節(jié)容量及持續(xù)充放電時間等對應的技術條件。
同時，虛擬電廠機組按照聚合資源類型分為發(fā)電儲能類機組、負荷類機組。其中，發(fā)電儲能類機組聚合分布式光伏、分散式風電等發(fā)電類機組或分布式儲能等未納入調度管理的儲能類資源，其爬坡能力不低于0.2兆瓦/分鐘。
輔助服務市場政策
關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知 國家發(fā)改委 國家能源局
輔助服務市場的總體原則是“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”。
完善調峰市場交易機制。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，完善現(xiàn)貨市場規(guī)則，適當放寬市場限價，引導實現(xiàn)調峰功能，調峰及頂峰、調峰容量等具有類似功能的市場不再運行。電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行的地區(qū)，原則上風電、光伏發(fā)電機組不作為調峰服務提供主體，研究適時推動水電機組參與有償調峰，其他機組在現(xiàn)貨市場未運行期間按規(guī)則自主申報分時段出力及價格，通過市場競爭確定出清價格和中標調峰出力。區(qū)域調峰、存在電能量交換的區(qū)域備用等交易，應當及時轉為電能量交易。
合理確定調峰服務價格上限。各地統(tǒng)籌調峰需求、調節(jié)資源成本和新能源消納等因素，按照新能源項目消納成本不高于發(fā)電價值的原則，合理確定調峰服務價格上限，調峰服務價格上限原則上不高于當?shù)仄絻r新能源項目的上網電價。
關于調頻，調頻市場原則上采用基于調頻里程的單一制價格機制。各機組按規(guī)則自主申報分時段調頻容量及價格，通過市場競爭確定出清價格和中標調頻容量。調頻費用根據(jù)出清價格、調頻里程、性能系數(shù)三者乘積計算。
調頻性能系數(shù)由調節(jié)速率、調節(jié)精度、響應時間三個分項參數(shù)乘積或加權平均確定，分項參數(shù)以當?shù)匦阅茏顑?yōu)煤電機組主機（不含火儲聯(lián)合機組）對應的設計參數(shù)為基準折算。原則上性能系數(shù)最大不超過2，調頻里程出清價格上限不超過每千瓦0.015元。
關于修訂完善我省電力調峰輔助服務規(guī)則部分條款的通知 河南能監(jiān)辦
調整深度調峰交易買方成員。深度調峰交易買方調整為集中式風電和光伏，省內10（6）千伏及以上電壓等級并網的分散式風電、分布式光伏（不含扶貧項目）及統(tǒng)調公用燃煤機組。
調整深度調峰交易價格機制。根據(jù)我省燃煤火電調峰能力實際情況，調整深度調峰第一檔負荷率為40%≤負荷率<45%，報價上限暫定為0.2元/KWh。
深度調峰輔助服務費用由火電、新能源按比例共同分攤，初期暫定火電、新能源分攤比例為K分=2:3，可根據(jù)調峰市場實際運行情況進行調整。
湖北源網荷儲電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則 華中能監(jiān)局
規(guī)則從五個方面完善湖北調峰輔助服務市場機制。一是增加輔助服務新品種。二是納入輔助服務新主體。三是明確輔助服務新價格。四是完善費用分攤新機制。五是明確與“兩個細則”和現(xiàn)貨市場銜接機制。
本規(guī)則的印發(fā)，為各種可調節(jié)資源參與系統(tǒng)調節(jié)提供了有力政策支持，推動電網調度模式由傳統(tǒng)“源隨荷動”向“源網荷儲協(xié)同互動”運行模式轉變。獨立運營的電力用戶具備可調節(jié)負荷不小于5兆瓦、連續(xù)調節(jié)時間不低于1小時能力；虛擬電廠聚合商具備可調節(jié)電力不小于10兆瓦、連續(xù)調節(jié)時間不低于1小時能力。
關于鼓勵新能源企業(yè)消納困難時段積極參與省間現(xiàn)貨交易和華北調峰市場有關事項的通知 山西能監(jiān)辦
鼓勵新能源企業(yè)積極參與省間現(xiàn)貨(含日前、日內市場)和華北調峰輔助服務市場，提升消納空間。
在省內現(xiàn)貨日前預出清階段存在電力消納缺口時，新能源企業(yè)優(yōu)先參與省間日前現(xiàn)貨市場。仍有消納缺口的由系統(tǒng)自動將省間現(xiàn)貨市場出清后該場站的消納缺口電力和時段申報至區(qū)域市場平臺，參與華北調峰輔助服務市場出清。在日內仍有消納缺口時，可繼續(xù)參與省間日內現(xiàn)貨市場。
《四川省電力輔助服務管理實施細則》、《四川省電力并網運行管理實施細則》 四川能監(jiān)辦
細則提出對獨立儲能進行調峰補償，電力調度機構結合系統(tǒng)調峰需要進行調用，因系統(tǒng)調峰需求下達調度計劃(含調度指令)要求獨立新型儲能電站進入充電狀態(tài)時，對其充電電量進行補償，具體補償標準為400(元/MWh)。調度機構下達獨立新型儲能充放電曲線時，同時明確其參與調峰的時段和電力。多臺獨立新型儲能可用于系統(tǒng)調峰的總容量多于系統(tǒng)調峰需求容量時，按獨立新型儲能裝機比例分配儲能調峰需求。
對于配建儲能的新能源，按照全月累計充電電量給予使用頻率補償，當月度累計充電電量<儲能額定容量x30小時，不予補償；儲能額定容量x30小時≤當月度累計充電電量<儲能額定容量x60小時，對其充電電量進行補償，補償標準為80(元/MWh)；儲能額定容量x60小時≤當月度累計充電電量，對其充電電量進行補償，補償標準為160(元/MWh)。
儲能可獲得爬坡補償，含配建儲能的風電光伏、新型儲能爬坡補償標準取40元/MW。此外獨立儲能還可獲得有償一次調頻補償、有償無功補償。
容量電價和補償
河北省發(fā)展和改革委員會關于制定支持獨立儲能發(fā)展先行先試電價政策有關事項的通知 河北發(fā)改委
建立獨立儲能容量電價激勵機制。根據(jù)河北南網、冀北電網電力系統(tǒng)調節(jié)資源缺口、電價承受能力等情況，分別確定執(zhí)行容量電價機制的獨立儲能容量規(guī)模，依全容量并網時間先后通過競爭的方式確定享受容量電價激勵機制政策的獨立儲能電站，先建先得。
參與競爭的獨立儲能電站容量原則上不低于10萬千瓦、滿功率持續(xù)放電時長不低于4小時，2024年1月1日前省級批復的電網側獨立儲能項目可放寬至不低于2小時。
2024年參與競爭的獨立儲能容量規(guī)模為河北南網300萬千瓦，冀北電網270萬千瓦。
獨立儲能電站可獲得的容量電費根據(jù)容量電價標準和月度平均可用容量確定。容量電價上限為100元/千瓦·年。2024年5月31日前并網發(fā)電的，年度容量電價按100元/千瓦（含稅、下同）執(zhí)行；2024年6月1日至9月30日并網發(fā)電的，容量電價逐月退坡，年度容量電價標準分別為90元/千瓦、80元/千瓦、70元/千瓦、60元/千瓦；2024年10月1日至12月31日并網發(fā)電的，年度容量電價按50元/千瓦執(zhí)行。
獨立儲能電站按月申報次月分日可用充、放電容量及時長，日前可根據(jù)實際運行情況修改，作為調度執(zhí)行依據(jù)。電力調度機構根據(jù)實際執(zhí)行情況，按月統(tǒng)計月度平均可用容量。
月度平均可用容量=Σ0.5×（日可用充電容量×可持續(xù)充電時長+日可用放電容量×可持續(xù)放電時長）/4小時/當月總天數(shù)。
內蒙古能源局關于印發(fā)第一批（第二批）電網側獨立新型儲能電站示范項目清單的通知 內蒙古能源局
按放電量，給予示范項目最高0.3-0.35元/Wh元的補償，為期十年。
現(xiàn)貨市場政策
《陜西省新型儲能參與電力市場交易實施方案》 陜西發(fā)改委
獨立儲能可參與電力中長期電能量市場、現(xiàn)貨電能量市場、輔助服務市場及容量市場的各類交易（含容量補償機制等）。也可根據(jù)市場主體意愿，只選擇參加其中一類或幾類交易。
其中直接參與批發(fā)市場交易的獨立儲能額定功率不低于6兆瓦，額定功率下充、放電時間不低于2小時。
獨立儲能參與電能量市場交易具有兩種市場角色，在充電時段視同電力用戶，充電價格執(zhí)行陜西省分時電價政策，在放電時段視同發(fā)電企業(yè)參與交易。獨立儲能向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
電壓等級在10千伏及以上或裝機不低于6兆瓦的電源側儲能、用戶側儲能應完成站內計量、控制等系統(tǒng)改造，滿足電網調度監(jiān)控技術條件有關要求后進入市場。
電源側儲能、用戶側儲能通過技術改造滿足有關要求、符合獨立儲能市場準入條件時，可申請轉換為獨立儲能。
電源側儲能原則上只利用自身發(fā)電電量充電，自身不主動從電網凈下網電量；放電電量納入該發(fā)電企業(yè)上網電量統(tǒng)一結算。
用戶側儲能原則上只將下網電量自儲自用，自身不主動向電網凈上網電量；充電電量納入該電力用戶用電量統(tǒng)一結算。
《云南省新型儲能發(fā)展實施方案（2024—2025年）》 云南省發(fā)改委、云南省能源局
按照低谷充電高峰放電的方式對示范項目進行優(yōu)先調度，每年等效充放電調度次數(shù)原則上不低于260次，充分發(fā)揮其移峰填谷和頂峰放電作用。
在電力現(xiàn)貨市場運行前，鼓勵示范項目自主參與電力市場交易，放電時視同發(fā)電市場主體按市場交易規(guī)則形成上網電價，充用電時視同電力用戶形成充電價格并執(zhí)行峰谷分時電價政策。
如示范項目未參與市場交易，可由電網企業(yè)保障提供充電電量、收購放電電量，放電量按電網企業(yè)公布的月度工商業(yè)代理購電價格結算，充電量按照分時代理購電用戶電價結算。向電網送電的獨立儲能，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
電力現(xiàn)貨市場運行后，可按照現(xiàn)貨市場交易規(guī)則形成充放電價格。鼓勵示范項目積極參與輔助服務市場交易獲取收益。
持負荷側新型儲能參與電力需求響應，作為需求響應資源統(tǒng)籌納入電力運行調度，并根據(jù)實際響應結果給予一定收益。
以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉為獨立儲能項目；符合有關技術要求的配建儲能也可與主體電源聯(lián)合并視為一個整體按照規(guī)則參與市場。
建立“新能源+儲能”機制，集中式風電、光伏發(fā)電項目暫按不低于裝機容量10%的比例（持續(xù)時長不低于2小時）配置儲能容量，鼓勵新能源項目業(yè)主通過以共享模式落實新型儲能，達到裝機規(guī)模的10%，視同自行配置儲能。
《湖南省發(fā)展和改革委員會關于明確我省電化學獨立儲能電站充放電價格及有關事項的通知》 湖南發(fā)改委
充電價格：視同為大工業(yè)用戶，充電價格執(zhí)行分時電價政策，其充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
放電價格：參照湖南省燃煤發(fā)電基準價0.45元/千瓦時執(zhí)行。
文件要求，湖南省電化學獨立儲能電站充放電價差資金由省內未落實配儲要求的風電、集中式光伏發(fā)電企業(yè)按照當月實際上網電量分攤，電網企業(yè)在其上網電費結算時一并扣除。未落實配儲要求的風電、集中式光伏發(fā)電企業(yè)名單，由省能源局按月向電網企業(yè)提供。上述電價政策適用于湖南省 2023年6月30日前建成投運的電化學獨立儲能電站，之后建成投運的另行明確。
