2024年上半年，我們總共收錄了500多條與儲能相關(guān)的政策，涉及國家級、省級、地市級等多個層級。包括儲能產(chǎn)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(biāo)準(zhǔn)規(guī)范等多個方面。

整體來看，關(guān)于儲能建設(shè)、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(dǎo)儲能產(chǎn)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(jīng)席卷全國，主要體現(xiàn)在產(chǎn)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(dá)峰方案、重點項目清單、能源規(guī)劃、產(chǎn)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(nèi)容上，一是產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃。比如廣東地區(qū)，憑借產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢，幾乎每個地級市都出臺了促進(jìn)儲能發(fā)展的政策，比如《廣州市白云區(qū)促進(jìn)新型儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)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(nèi)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(nèi)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(wǎng)側(cè)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(dǎo)機(jī)制在完善。主要包括參與電力市場和補(bǔ)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(xì)則（并網(wǎng)細(xì)則、輔助服務(wù)細(xì)則）等電力市場的相關(guān)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(bǔ)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(bǔ)貼、投運補(bǔ)貼、建設(shè)補(bǔ)貼等。比如，內(nèi)蒙古地區(qū)給予電網(wǎng)側(cè)獨立儲能示范項目最高0.35元/Wh的容量補(bǔ)貼，為期10年。

投運補(bǔ)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(wǎng)電量給予一定的度電補(bǔ)貼。

3.新能源配儲的趨勢還在增強(qiáng)，進(jìn)一步蔓延到分布式能源領(lǐng)域。

新能源配儲的趨勢在增強(qiáng)，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(nèi)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(wǎng)項目的配儲比例提升到80%。比如信義萊西馬連莊200W農(nóng)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(jìn)分布式光伏高質(zhì)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(shè)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(xì)分場景的的應(yīng)用進(jìn)一步深化，主要是光儲充、源網(wǎng)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(chǔ)設(shè)施建設(shè)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(chǔ)設(shè)施發(fā)展規(guī)劃（2024—2030年）》，明確提出，建設(shè)“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(chǔ)設(shè)施項目。

今年5月，河南一舉發(fā)布三項源網(wǎng)荷儲有關(guān)的文件：《河南省工業(yè)企業(yè)源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細(xì)則（暫行）》《河南省增量配電網(wǎng)類源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細(xì)則（暫行）》《河南省農(nóng)村地區(qū)源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細(xì)則（暫行）》。

截至目前，內(nèi)蒙古、寧夏、河南、廣西等地發(fā)布了源網(wǎng)荷儲一體化細(xì)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(qiáng)化和細(xì)化，特別是靠近大眾的工商業(yè)儲能，消防是重點內(nèi)容。

安全是懸在整個儲能行業(yè)頭上的一把利劍。人們最擔(dān)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(guān)的監(jiān)管文件，消防是重點內(nèi)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(guān)于做好我市電化學(xué)儲能電站建設(shè)工程消防設(shè)計審查驗收管理工作的通知》。

此外，對于選址、驗收、并網(wǎng)接入等這些電站建設(shè)的細(xì)節(jié)問題，也有地方機(jī)構(gòu)陸續(xù)出臺文件。如《國網(wǎng)安徽省電力有限公司電源、儲能接入和電網(wǎng)互聯(lián)前期工作管理指導(dǎo)意見》。

國家級政策概述

《國家能源局關(guān)于促進(jìn)新型儲能并網(wǎng)和調(diào)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(wǎng)接入管理，優(yōu)化調(diào)度運行機(jī)制。主要內(nèi)容包括規(guī)范并網(wǎng)接入管理，優(yōu)化新型儲能調(diào)度方式，加強(qiáng)新型儲能運行管理，規(guī)范新型儲能并網(wǎng)接入技術(shù)要求，鼓勵存量新型儲能技術(shù)改造、推動新型儲能只會調(diào)控技術(shù)創(chuàng)新。

文件還強(qiáng)調(diào)，以市場化方式促進(jìn)新型儲能調(diào)用，加快推進(jìn)完善新型儲能參與電能量市場和輔助服務(wù)市場的有關(guān)細(xì)則，豐富交易品種，促進(jìn)新型儲能“一體多用、分時復(fù)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(jīng)項目單位申報，有關(guān)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(shù)路線。

關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機(jī)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(qiáng)調(diào)，按照“誰服務(wù)、誰獲利，誰受益、誰承擔(dān)”的總體原則，不斷完善輔助服務(wù)價格形成機(jī)制，推動輔助服務(wù)費用規(guī)范有序傳導(dǎo)分擔(dān)，充分調(diào)動靈活調(diào)節(jié)資源主動參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)積極性。

關(guān)于調(diào)峰，文件提出：完善調(diào)峰市場交易機(jī)制。其中，電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行的地區(qū)，原則上風(fēng)電、光伏發(fā)電機(jī)組不作為調(diào)峰服務(wù)提供主體，研究適時推動水電機(jī)組參與有償調(diào)峰，其他機(jī)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(biāo)調(diào)峰出力。

合理確定調(diào)峰服務(wù)價格上限。調(diào)峰服務(wù)價格上限原則上不高于當(dāng)?shù)仄絻r新能源項目的上網(wǎng)電價。

關(guān)于調(diào)頻，文件提出：規(guī)范調(diào)頻市場交易機(jī)制。調(diào)頻費用根據(jù)出清價格、調(diào)頻里程、性能系數(shù)三者乘積計算。合理確定調(diào)頻服務(wù)價格上限。調(diào)頻里程出清價格上限不超過每千瓦0.015元。

國家能源局關(guān)于做好新能源消納工作 保障新能源高質(zhì)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(jìn)新能源配套電網(wǎng)項目建設(shè)、推進(jìn)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升和網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展、充分發(fā)揮電網(wǎng)資源配置平臺作用、科學(xué)優(yōu)化新能源利用率目標(biāo)。

因地制宜制定本地區(qū)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升方案，明確新增煤電靈活性改造、調(diào)節(jié)電源、抽水蓄能、新型儲能和負(fù)荷側(cè)調(diào)節(jié)能力規(guī)模，以及省間互濟(jì)等調(diào)節(jié)措施，并組織做好落實。開展對各類儲能設(shè)施調(diào)節(jié)性能的評估認(rèn)定，提出管理要求，保障調(diào)節(jié)效果。切實提升新能源并網(wǎng)性能。切實提升新能源并網(wǎng)性能，發(fā)電企業(yè)要大力提升新能源友好并網(wǎng)性能，探索應(yīng)用長時間尺度功率預(yù)測、構(gòu)網(wǎng)型新能源、各類新型儲能等新技術(shù)，提升新能源功率預(yù)測精度和主動支撐能力。

國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于新形勢下配電網(wǎng)高質(zhì)量發(fā)展的指導(dǎo)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。基于電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力分析，根據(jù)不同應(yīng)用場景，科學(xué)安排新型儲能發(fā)展規(guī)模。引導(dǎo)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(jìn)新能源消納。在電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點、電網(wǎng)末端科學(xué)布局新型儲能，提高電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)能力和穩(wěn)定運行水平。支持用戶側(cè)儲能安全發(fā)展，加強(qiáng)計量管理，實現(xiàn)應(yīng)采盡采，圍繞分布式新能源、充電設(shè)施、大數(shù)據(jù)中心等終端用戶，探索儲能融合應(yīng)用新場景，支持參與電網(wǎng)互動。推動長時電儲能、氫儲能、熱（冷）儲能技術(shù)應(yīng)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(fēng)光大基地開發(fā)、分布式能源、光儲充、源網(wǎng)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(biāo)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(shè)區(qū)市新型儲能投產(chǎn)規(guī)模不少于新增新能源裝機(jī)的15%。到2030年，新型儲能在源、網(wǎng)、荷各側(cè)開展規(guī)模化布局應(yīng)用，新型儲能投產(chǎn)規(guī)模不少于新增新能源裝機(jī)的20%。

新建新能源項目配建儲能容量不低于新能源裝機(jī)規(guī)模的10%，儲能時長不少于2小時。結(jié)合江西省電力系統(tǒng)調(diào)峰需求，適時調(diào)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(jī)制，對集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電項目暫按不低于裝機(jī)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(cè)新型儲能項目投運后，可向風(fēng)電、光伏發(fā)電項目提供租賃服務(wù)。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(wù)，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(guān)于印發(fā)2024年度陸上風(fēng)電、集中式光伏發(fā)電項目建設(shè)方案的通知 廣西省能源局

陸上風(fēng)電、集中式光伏發(fā)電項目配置比例分別為裝機(jī)容量的20%、2小時和10%、2小時。

關(guān)于規(guī)范我省陸上風(fēng)電發(fā)展的通知 江蘇發(fā)改委

新增陸上風(fēng)電項目（全部自發(fā)自用的分散式風(fēng)電項目除外）均應(yīng)采取自建、合建或購買功率不低于10%裝機(jī)容量、時長2小時的新型儲能（包括電化學(xué)、壓縮空氣、重力儲能等）方式落實市場化并網(wǎng)條件。

新型儲能裝置要采用安全高效、先進(jìn)可靠的設(shè)備和系統(tǒng)設(shè)計，陸上風(fēng)電項目的全壽命周期內(nèi)，均應(yīng)具備相應(yīng)的配套調(diào)峰能力。

《河南省農(nóng)村地區(qū)源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細(xì)則（暫行）》河南發(fā)改委

文件強(qiáng)調(diào)，增量配電網(wǎng)類項目原則上應(yīng)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(wǎng)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(wǎng)荷儲一體化建設(shè)項目納入規(guī)劃，增量配電網(wǎng)內(nèi)電源、電網(wǎng)、負(fù)荷、儲能等項目內(nèi)容按照類別分別進(jìn)行核準(zhǔn)或備案。

山東省人民政府關(guān)于印發(fā)2024年“促進(jìn)經(jīng)濟(jì)鞏固向好、加快綠色低碳高質(zhì)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(wǎng)的海上光伏項目，免于配置儲能設(shè)施；2025年以后建成并網(wǎng)的，原則上按照不低于20%、2小時比例配置儲能設(shè)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(bǔ)償費用暫按電力市場規(guī)則中月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行；其中，長時儲能項目容量補(bǔ)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(zhì)量發(fā)展推進(jìn)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(wǎng)項目管理要求和建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)配置或租賃一定比例儲能設(shè)施，可不受可開放容量限制。配套儲能應(yīng)與分布式新能源項目在同一220千伏供電區(qū)域內(nèi)，同步建設(shè)、同步并網(wǎng)，并承諾參與調(diào)峰，接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度。

補(bǔ)貼政策

我們收錄到的，提供補(bǔ)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(bǔ)貼主要分為容量補(bǔ)貼、上網(wǎng)電量補(bǔ)貼、建設(shè)補(bǔ)貼等，不完全披露，僅重點區(qū)域。

新型儲能容量補(bǔ)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(shè)區(qū)市，由各市對列入新型儲能項目建設(shè)計劃，且在2024年6月30日前完成并網(wǎng)試驗的電網(wǎng)側(cè)新型儲能項目開展補(bǔ)償，總規(guī)模不超過130萬千瓦。

文件明確，將各設(shè)區(qū)市電網(wǎng)側(cè)新型儲能項目裝機(jī)容量在全省項目裝機(jī)容量占比作為最主要的因素，權(quán)重為85%；將各設(shè)區(qū)市應(yīng)急機(jī)動負(fù)荷規(guī)模在全省應(yīng)急機(jī)動負(fù)荷規(guī)模占比作為其中的分配因素，權(quán)重為10%；將各地市2023年7月至2024年6月計劃新增風(fēng)電、集中式光伏裝機(jī)容量在全省計劃新增容量占比作為分配因素，權(quán)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(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)發(fā)放補(bǔ)償。

關(guān)于加快光伏發(fā)電項目建設(shè)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(shè)，對2024年1月1日至2025年12月31日期間建成并網(wǎng)的儲能項目，按放電量給予0.3元/千瓦時補(bǔ)貼，補(bǔ)貼年限為3年，單個項目年度補(bǔ)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(shè)分布式光伏項目，探索開展戶用光伏儲能一體化建設(shè)，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(cè)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(biāo)準(zhǔn)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(dāng)獎勵。

惠州市推動新型儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展資金（支持應(yīng)用方向）管理實施細(xì)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(bǔ)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(chǎn)新型儲能電站項目類，采取事后補(bǔ)助方式給予一次性獎勵，根據(jù)并網(wǎng)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(bǔ)助，單個項目最高獎勵300萬元。

中國（上海）自由貿(mào)易試驗區(qū)臨港新片區(qū)推動新型儲能示范應(yīng)用引領(lǐng)產(chǎn)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(zhì)量發(fā)展和市場化運營。對具有技術(shù)先進(jìn)性和產(chǎn)業(yè)帶動性，并提供典型應(yīng)用場景優(yōu)質(zhì)解決方案的新建用戶側(cè)儲能項目（項目應(yīng)于2024年-2026年投產(chǎn)，裝機(jī)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(jī)容量規(guī)模給予200元/千瓦時的獎勵支持，獎勵分3年進(jìn)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(lǐng)和前瞻布局的新型儲能產(chǎn)業(yè)項目建設(shè)。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(chǎn)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(cè)儲能、分布式光儲、光儲充一體化等項目，按照儲能設(shè)施裝機(jī)規(guī)模給予50元/千瓦一次性建設(shè)補(bǔ)貼，單個項目最高補(bǔ)助金額不超過10萬元。

鼓勵新建設(shè)的非居民分布式光伏發(fā)電項目按照裝機(jī)容量的10%以上配建儲能系統(tǒng)。國企單位投運的用戶側(cè)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(bǔ)助，市財政不予另行補(bǔ)助。

優(yōu)先保障儲能項目用電需求。在需求側(cè)響應(yīng)、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(cè)儲能項目的制造業(yè)企業(yè)。

鼓勵參與虛擬電廠負(fù)荷調(diào)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(fù)荷調(diào)控的制造業(yè)企業(yè)，根據(jù)響應(yīng)次數(shù)及儲能設(shè)備裝機(jī)功率給予1.5元/千瓦/次調(diào)峰補(bǔ)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(jīng)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(shè)新型儲能設(shè)施配比容量達(dá)到發(fā)電站裝機(jī)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(shè)備投資額的2%給予補(bǔ)貼，連續(xù)補(bǔ)貼3年，單個項目補(bǔ)貼資金不超過1500萬元。

寶安區(qū)關(guān)于促進(jìn)新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)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(yīng)用標(biāo)桿項目，實際建設(shè)投入500萬元以上的，按項目實際建設(shè)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(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲能融合項目示范，對已并網(wǎng)投運且實際投入500萬元以上的電化學(xué)儲能項目，儲能配置時長不低于2小時的，按照儲能設(shè)施裝機(jī)規(guī)模給予200元/千瓦時的補(bǔ)貼，對單個項目最高補(bǔ)貼300萬元。

關(guān)于征集蘇州工業(yè)園區(qū)光伏和儲能項目（2023年度并網(wǎng)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(yīng)用（光伏組件作為建筑構(gòu)件）、光伏配置儲能項目，項目應(yīng)于2023年1月1日至2023年12月31日并網(wǎng)（以國網(wǎng)提供的并網(wǎng)時間為準(zhǔn)），并接入園區(qū)碳達(dá)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(bǔ)貼，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為：

1.分布式光伏項目自項目投運后按發(fā)電量補(bǔ)貼1年，每千瓦時補(bǔ)貼建筑業(yè)主方0.1元。（光伏發(fā)電設(shè)施建設(shè)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(yīng)用（光伏組件作為建筑構(gòu)件）項目自項目投運后按發(fā)電量補(bǔ)貼3年，每千瓦時補(bǔ)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(bǔ)貼3年，每千瓦時補(bǔ)貼項目投資方0.3元。

需求響應(yīng)

我們收錄到的，對響應(yīng)迎峰度夏（冬）電力需求缺口給予補(bǔ)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(guān)于征求《江山市2023-2024年度電力移峰填谷、需求響應(yīng)等需求側(cè)管理補(bǔ)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(yīng)期間，對江山市有效參與需求響應(yīng)的電力用戶，在已獲得省級電力需求響應(yīng)補(bǔ)貼金額基礎(chǔ)上額外給予1元/千瓦時地方補(bǔ)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(wǎng)輸送電能的儲能用戶及電動汽車用戶補(bǔ)貼 0.5 元/千瓦時。

補(bǔ)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(wǎng)反向送電的電動汽車用戶。

溫州市迎峰度夏（冬）電力保供補(bǔ)貼實施方案 溫州市發(fā)改委

“用戶側(cè)儲能頂峰補(bǔ)貼”申報對象：經(jīng)市發(fā)展改革委及國網(wǎng)溫州供電公司確認(rèn)，利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時充電，在高峰負(fù)荷時放電并具備計量條件的用戶側(cè)電化學(xué)儲能項目用戶。

用戶側(cè)儲能頂峰補(bǔ)貼：根據(jù)市級指令在規(guī)定時段內(nèi)使用電化學(xué)儲能頂峰放電的工業(yè)企業(yè)用戶，給予1元/千瓦時的補(bǔ)貼。

江蘇省電力需求響應(yīng)實施細(xì)則的通知 江蘇發(fā)改委

文件明確，需求響應(yīng)實施補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)。其中0.5-2小時（含2小時）的，度電補(bǔ)貼最高，為4.8元/kWh。0.5小時以下的實時需求響應(yīng)，既有度電補(bǔ)貼3元/kWh，又有容量補(bǔ)貼10元/kW。

削峰需求響應(yīng)一次調(diào)控時長在4小時以上的，按照可調(diào)節(jié)負(fù)荷（元/千瓦）給予補(bǔ)貼，可調(diào)節(jié)負(fù)荷補(bǔ)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(yīng)的快上快下，迎峰度夏（冬）前配合完成可調(diào)負(fù)荷儲備容量校核。對校核達(dá)標(biāo)的用戶，給予迎峰度夏（冬）期間“容量+度電”兩部制補(bǔ)貼，并實施考核。其中：可調(diào)節(jié)負(fù)荷度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)最高限價3元/千瓦時，具體通過競價形成，容量補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為10元/千瓦。

填谷需求響應(yīng)，促進(jìn)可再生能源電力消納，執(zhí)行可再生能源消納補(bǔ)貼。結(jié)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(yīng)。約定需求響應(yīng)谷時段可再生能源消納度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為0.6元/千瓦時。

永嘉縣迎峰度夏（冬）電力保供補(bǔ)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(chǎn)進(jìn)行補(bǔ)助。

錯避峰補(bǔ)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(bǔ)貼。

柴發(fā)頂峰補(bǔ)貼：根據(jù)統(tǒng)一指令在規(guī)定時段內(nèi)使用用戶側(cè)柴油發(fā)電機(jī)組頂峰發(fā)電的工業(yè)企業(yè)用戶，給予2元/千瓦時的補(bǔ)貼。

用戶側(cè)儲能頂峰補(bǔ)貼：根據(jù)統(tǒng)一指令在規(guī)定時段內(nèi)使用電化學(xué)儲能頂峰放電的工業(yè)企業(yè)用戶，給予1元/千瓦時的補(bǔ)貼。

進(jìn)一步落實2024年海鹽縣電力負(fù)荷管理工作 海鹽縣發(fā)改委

儲能調(diào)控補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)：對嘉興虛擬電廠平臺發(fā)起統(tǒng)一調(diào)度，根據(jù)“虛擬電廠”平臺統(tǒng)計的響應(yīng)負(fù)荷評價，判斷為響應(yīng)有效的儲能用戶，按實際響應(yīng)電量給予0.25元/千瓦時的補(bǔ)貼。

省級組織發(fā)起的約定型需求響應(yīng)：對積極參與省級發(fā)起的約定型需求響應(yīng)用戶，在省級補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上增加地方專項補(bǔ)貼0.5元/千瓦時。

移峰填谷及集中檢修補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)：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(yīng)電量給予0.2元/千瓦時補(bǔ)貼。

云南省能源局關(guān)于印發(fā)2024年云南省電力需求響應(yīng)方案的通知 云南省能源局

云南省的需求響應(yīng)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(yīng)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(dāng)次市場競價形成，根據(jù)調(diào)控時長，價格標(biāo)準(zhǔn)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(diào)控時長，價格標(biāo)準(zhǔn)上限5~21元/kW·次（5~7元/kWh）不等。

邀約型填谷響應(yīng)最終價格由當(dāng)次市場競價形成，根據(jù)調(diào)控時長，價格標(biāo)準(zhǔn)上限0.5~3元/kW·次（0.5~1元/kWh）不等。

實時型填谷響應(yīng)最終價格由月前市場競價形成，根據(jù)調(diào)控時長，價格標(biāo)準(zhǔn)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(guān)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(yīng)當(dāng)自覺遵守有關(guān)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(jī)構(gòu)和提供輸配電服務(wù)的電網(wǎng)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(fù)荷聚合商等。電網(wǎng)企業(yè)按照國家有關(guān)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(jī)構(gòu)是指電力交易機(jī)構(gòu)、電力調(diào)度機(jī)構(gòu)。

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(jīng)營主體、電力市場運營機(jī)構(gòu)和提供輸配電服務(wù)的電網(wǎng)企業(yè)等。其中，經(jīng)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(jīng)營主體（含儲能企業(yè)、虛擬電廠、負(fù)荷聚合商等）；電力市場運營機(jī)構(gòu)包括電力交易機(jī)構(gòu)、電力調(diào)度機(jī)構(gòu)。

電力市場運營機(jī)構(gòu)按職責(zé)負(fù)責(zé)電力市場交易、電力調(diào)度和交易結(jié)果執(zhí)行，以及配套的準(zhǔn)入注冊、計量結(jié)算、信息披露等，維護(hù)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。

電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)當(dāng)公平開放輸電網(wǎng)、配電網(wǎng)，根據(jù)交易結(jié)果為經(jīng)營主體提供安全、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟(jì)的輸配電服務(wù)，根據(jù)結(jié)算依據(jù)向經(jīng)營主體結(jié)算相關(guān)費用。嚴(yán)格執(zhí)行國家規(guī)定的輸配電價，并接受相關(guān)電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)的監(jiān)督檢查。

經(jīng)營主體應(yīng)當(dāng)按照有關(guān)規(guī)定履行交易結(jié)果，根據(jù)交易結(jié)果使用輸配電網(wǎng)。

電力市場交易類型包括電能量交易、電力輔助服務(wù)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(nèi)容包括：系統(tǒng)設(shè)計電力市場規(guī)則、完善經(jīng)營主體參與市場機(jī)制、優(yōu)化電力市場結(jié)算機(jī)制、新建一二次限價機(jī)制、優(yōu)化市場化容量補(bǔ)償機(jī)制分配方式、完善市場力監(jiān)管機(jī)制、調(diào)整調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易組織及費用結(jié)算方式、有序銜接機(jī)組并網(wǎng)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(guān)要求進(jìn)行了明確。

明確新型儲能為新型經(jīng)營主體。其中表示，考慮電網(wǎng)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(yīng)滿足最大充放電功率、最大調(diào)節(jié)容量及持續(xù)充放電時間等對應(yīng)的技術(shù)條件。

同時，虛擬電廠機(jī)組按照聚合資源類型分為發(fā)電儲能類機(jī)組、負(fù)荷類機(jī)組。其中，發(fā)電儲能類機(jī)組聚合分布式光伏、分散式風(fēng)電等發(fā)電類機(jī)組或分布式儲能等未納入調(diào)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(wù)市場政策

關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機(jī)制的通知 國家發(fā)改委 國家能源局

輔助服務(wù)市場的總體原則是“誰服務(wù)、誰獲利，誰受益、誰承擔(dān)”。

完善調(diào)峰市場交易機(jī)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(dāng)放寬市場限價，引導(dǎo)實現(xiàn)調(diào)峰功能，調(diào)峰及頂峰、調(diào)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(fēng)電、光伏發(fā)電機(jī)組不作為調(diào)峰服務(wù)提供主體，研究適時推動水電機(jī)組參與有償調(diào)峰，其他機(jī)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(biāo)調(diào)峰出力。區(qū)域調(diào)峰、存在電能量交換的區(qū)域備用等交易，應(yīng)當(dāng)及時轉(zhuǎn)為電能量交易。

合理確定調(diào)峰服務(wù)價格上限。各地統(tǒng)籌調(diào)峰需求、調(diào)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(diào)峰服務(wù)價格上限，調(diào)峰服務(wù)價格上限原則上不高于當(dāng)?shù)仄絻r新能源項目的上網(wǎng)電價。

關(guān)于調(diào)頻，調(diào)頻市場原則上采用基于調(diào)頻里程的單一制價格機(jī)制。各機(jī)組按規(guī)則自主申報分時段調(diào)頻容量及價格，通過市場競爭確定出清價格和中標(biāo)調(diào)頻容量。調(diào)頻費用根據(jù)出清價格、調(diào)頻里程、性能系數(shù)三者乘積計算。

調(diào)頻性能系數(shù)由調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度、響應(yīng)時間三個分項參數(shù)乘積或加權(quán)平均確定，分項參數(shù)以當(dāng)?shù)匦阅茏顑?yōu)煤電機(jī)組主機(jī)（不含火儲聯(lián)合機(jī)組）對應(yīng)的設(shè)計參數(shù)為基準(zhǔn)折算。原則上性能系數(shù)最大不超過2，調(diào)頻里程出清價格上限不超過每千瓦0.015元。

關(guān)于修訂完善我省電力調(diào)峰輔助服務(wù)規(guī)則部分條款的通知 河南能監(jiān)辦

調(diào)整深度調(diào)峰交易買方成員。深度調(diào)峰交易買方調(diào)整為集中式風(fēng)電和光伏，省內(nèi)10（6）千伏及以上電壓等級并網(wǎng)的分散式風(fēng)電、分布式光伏（不含扶貧項目）及統(tǒng)調(diào)公用燃煤機(jī)組。

調(diào)整深度調(diào)峰交易價格機(jī)制。根據(jù)我省燃煤火電調(diào)峰能力實際情況，調(diào)整深度調(diào)峰第一檔負(fù)荷率為40%≤負(fù)荷率<45%，報價上限暫定為0.2元/KWh。

深度調(diào)峰輔助服務(wù)費用由火電、新能源按比例共同分?jǐn)偅跗跁憾ɑ痣姟⑿履茉捶謹(jǐn)偙壤秊镵分=2:3，可根據(jù)調(diào)峰市場實際運行情況進(jìn)行調(diào)整。

湖北源網(wǎng)荷儲電力調(diào)峰輔助服務(wù)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(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制。一是增加輔助服務(wù)新品種。二是納入輔助服務(wù)新主體。三是明確輔助服務(wù)新價格。四是完善費用分?jǐn)傂聶C(jī)制。五是明確與“兩個細(xì)則”和現(xiàn)貨市場銜接機(jī)制。

本規(guī)則的印發(fā)，為各種可調(diào)節(jié)資源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)提供了有力政策支持，推動電網(wǎng)調(diào)度模式由傳統(tǒng)“源隨荷動”向“源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動”運行模式轉(zhuǎn)變。獨立運營的電力用戶具備可調(diào)節(jié)負(fù)荷不小于5兆瓦、連續(xù)調(diào)節(jié)時間不低于1小時能力；虛擬電廠聚合商具備可調(diào)節(jié)電力不小于10兆瓦、連續(xù)調(diào)節(jié)時間不低于1小時能力。

關(guān)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(diào)峰市場有關(guān)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(nèi)市場)和華北調(diào)峰輔助服務(wù)市場，提升消納空間。

在省內(nèi)現(xiàn)貨日前預(yù)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(diào)峰輔助服務(wù)市場出清。在日內(nèi)仍有消納缺口時，可繼續(xù)參與省間日內(nèi)現(xiàn)貨市場。

《四川省電力輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》、《四川省電力并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》 四川能監(jiān)辦

細(xì)則提出對獨立儲能進(jìn)行調(diào)峰補(bǔ)償，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)結(jié)合系統(tǒng)調(diào)峰需要進(jìn)行調(diào)用，因系統(tǒng)調(diào)峰需求下達(dá)調(diào)度計劃(含調(diào)度指令)要求獨立新型儲能電站進(jìn)入充電狀態(tài)時，對其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為400(元/MWh)。調(diào)度機(jī)構(gòu)下達(dá)獨立新型儲能充放電曲線時，同時明確其參與調(diào)峰的時段和電力。多臺獨立新型儲能可用于系統(tǒng)調(diào)峰的總?cè)萘慷嘤谙到y(tǒng)調(diào)峰需求容量時，按獨立新型儲能裝機(jī)比例分配儲能調(diào)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(bǔ)償，當(dāng)月度累計充電電量<儲能額定容量x30小時，不予補(bǔ)償；儲能額定容量x30小時≤當(dāng)月度累計充電電量<儲能額定容量x60小時，對其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為80(元/MWh)；儲能額定容量x60小時≤當(dāng)月度累計充電電量，對其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為160(元/MWh)。

儲能可獲得爬坡補(bǔ)償，含配建儲能的風(fēng)電光伏、新型儲能爬坡補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)取40元/MW。此外獨立儲能還可獲得有償一次調(diào)頻補(bǔ)償、有償無功補(bǔ)償。

容量電價和補(bǔ)償

河北省發(fā)展和改革委員會關(guān)于制定支持獨立儲能發(fā)展先行先試電價政策有關(guān)事項的通知 河北發(fā)改委

建立獨立儲能容量電價激勵機(jī)制。根據(jù)河北南網(wǎng)、冀北電網(wǎng)電力系統(tǒng)調(diào)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(jī)制的獨立儲能容量規(guī)模，依全容量并網(wǎng)時間先后通過競爭的方式確定享受容量電價激勵機(jī)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(fù)的電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)300萬千瓦，冀北電網(wǎng)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(biāo)準(zhǔn)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(wǎng)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(wǎng)發(fā)電的，容量電價逐月退坡，年度容量電價標(biāo)準(zhǔn)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(wǎng)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(diào)度執(zhí)行依據(jù)。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)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(dāng)月總天數(shù)。

內(nèi)蒙古能源局關(guān)于印發(fā)第一批（第二批）電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能電站示范項目清單的通知 內(nèi)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(bǔ)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(wù)市場及容量市場的各類交易（含容量補(bǔ)償機(jī)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(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)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(jī)不低于6兆瓦的電源側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能應(yīng)完成站內(nèi)計量、控制等系統(tǒng)改造，滿足電網(wǎng)調(diào)度監(jiān)控技術(shù)條件有關(guān)要求后進(jìn)入市場。

電源側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能通過技術(shù)改造滿足有關(guān)要求、符合獨立儲能市場準(zhǔn)入條件時，可申請轉(zhuǎn)換為獨立儲能。

電源側(cè)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(wǎng)凈下網(wǎng)電量；放電電量納入該發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量統(tǒng)一結(jié)算。

用戶側(cè)儲能原則上只將下網(wǎng)電量自儲自用，自身不主動向電網(wǎng)凈上網(wǎng)電量；充電電量納入該電力用戶用電量統(tǒng)一結(jié)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(jìn)行優(yōu)先調(diào)度，每年等效充放電調(diào)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(wǎng)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(wǎng)企業(yè)保障提供充電電量、收購放電電量，放電量按電網(wǎng)企業(yè)公布的月度工商業(yè)代理購電價格結(jié)算，充電量按照分時代理購電用戶電價結(jié)算。向電網(wǎng)送電的獨立儲能，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)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(wù)市場交易獲取收益。

持負(fù)荷側(cè)新型儲能參與電力需求響應(yīng)，作為需求響應(yīng)資源統(tǒng)籌納入電力運行調(diào)度，并根據(jù)實際響應(yīng)結(jié)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(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標(biāo)準(zhǔn)時，可選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能項目；符合有關(guān)技術(shù)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(jī)制，集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電項目暫按不低于裝機(jī)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(dá)到裝機(jī)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(guān)于明確我省電化學(xué)獨立儲能電站充放電價格及有關(guān)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(dān)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(zhǔn)價0.45元/千瓦時執(zhí)行。

文件要求，湖南省電化學(xué)獨立儲能電站充放電價差資金由省內(nèi)未落實配儲要求的風(fēng)電、集中式光伏發(fā)電企業(yè)按照當(dāng)月實際上網(wǎng)電量分?jǐn)偅娋W(wǎng)企業(yè)在其上網(wǎng)電費結(jié)算時一并扣除。未落實配儲要求的風(fēng)電、集中式光伏發(fā)電企業(yè)名單，由省能源局按月向電網(wǎng)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(xué)獨立儲能電站，之后建成投運的另行明確。

會議通知：為促進(jìn)東北地區(qū)新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，推進(jìn)數(shù)字技術(shù)與新型能源技術(shù)的深度融合，進(jìn)一步探討風(fēng)光儲氫協(xié)同發(fā)展，2024年8月22日-23日，由吉林省科學(xué)技術(shù)協(xié)會、中國光伏行業(yè)協(xié)會、世紀(jì)新能源網(wǎng)聯(lián)合主辦的東北能源經(jīng)濟(jì)峰會暨展覽會將在長春舉辦，本次峰會聚集行業(yè)資深專家學(xué)者、一線企業(yè)、投資商、開發(fā)商、融資機(jī)構(gòu)等優(yōu)秀的新能源從業(yè)者，集思廣益共同探討東北新能源產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新與行業(yè)趨勢。

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