01宏观政策持续释放利好好

在2024年上半年，储能政策频繁出台，推动行业快速发展。
 

2月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》。这份重要文件首次将储能与电网调峰和智能调度并列，强调了储能在支持新能源大规模发展和构建新型电力系统中的关键作用。文件提出，在源侧要鼓励灵活配置储能，在网侧则鼓励在关键节点和输变设施紧张区域使用储能进行调节，而在用户侧则鼓励通过源网荷储整合提升灵活调节能力。中国能源研究会储能专委会副秘书长李臻表示，该文件将推动储能市场化调度和盈利能力的提升，对行业发展具有指导意义。
 

同月，《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》也发布了。该文件对调峰、调频和备用辅助服务的交易和价格机制进行了优化和规范，影响了储能参与辅助服务市场的收益，储能企业在投资和运营中需重点关注。
 

3月，国家能源局发布了《2024年能源工作指导意见》，针对储能调用率低和机制不健全的问题，提出要推动新型储能的多元化发展，并强化新型储能并网和调度的政策措施。
 

4月，国家能源局印发了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，明确了新型储能的功能定位，包括调度调用型和电站自用型，并规定了并网和调度的技术要求。通知还提出要公平提供接入服务，丰富市场品种，推动“一体多用、分时复用”。
 

5月，《电力市场运行基本规则》正式发布，标志着全国统一电力市场体系的顶层设计完成。该规则将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体纳入市场成员，并首次将容量交易纳入电力交易范围。
 

02 地方举措助推行业发展
 

《2024-2025年节能降碳行动方案》设定了“十四五”期间新型储能的发展目标，即将储能装机规模从30吉瓦提升至40吉瓦以上。根据CNESA的统计，截至今年7月，全国已有26个省市制定了到2025年的新型储能装机目标，总规模达86.6吉瓦，远超上述文件设定的目标。
 

从各地政策来看，新能源配储仍然是市场发展的主要驱动因素。截至今年7月，全国发布的可再生能源配储规模约为20吉瓦/46吉瓦时。独立共享储能已成为主要形式，特别是在新能源资源丰富的地区，配储的考核要求得到了强化。
 

目前，已有18个省和地区明确了容量租赁政策，其中吉林、广西、贵州、河南、新疆、山东、四川等省份给出了具体的指导价格。
 

分布式光伏的渗透率不断提升，导致分布式消纳问题日益突出。各地已出台政策鼓励分布式光伏配置储能，如江苏、浙江、山东、甘肃、河北、江西、广东、湖南、安徽等地均有所涉及。
 

此外，多项政策也为行业带来了积极影响。例如，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》和《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》提出，部分资源条件较好的地区可以适度放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%。这一政策将加快新能源入市的步伐，储能将成为平衡新能源入市收益风险的重要手段。
 

为支持产业发展，地方新型储能补贴政策持续出台。根据CNESA的数据，今年1至7月，全国各地共发布了50项储能直接补贴政策，已经接近2023年全年补贴政策数量的68%。目前，各地的补贴主要集中在放电补贴和装机补贴方面，放电补贴通常为0.2-0.3元/千瓦时，容量补贴则多为200元/千瓦时。广东、江苏、安徽等地还推出了专项支持措施，包括固投补贴、技改支持、创新平台建设、人才培养和金融支持等。
 

自去年以来，全国电力现货市场建设迅速推进，储能参与现货市场的机会增加。目前，山西、广东、山东的电力现货市场已正式运营，甘肃和蒙西地区的电力现货市场也实现了全年连续结算。今年，浙江、安徽、湖北、河北南网等地进一步细化了现货市场交易规则，并开展了试运行。