2024年上半年，我们总共收录了500多条与储能相关的政策，涉及国家级、省级、地市级等多个层级。包括储能产业发展规划、如何参与电力市场、新能源配储要求、监管、标准规范等多个方面。
整体来看，关于储能建设、运行、监管、参与电力市场等方方面面的政策越来越完善，这将引导储能产业更加规范、更加健康地发展。
趋势分析
从收录的500多条政策规范中，我们观察到的概趋势包括以下几点：
1. 储能热潮已经席卷全国，主要体现在产业发展和储能电站的开发投运。
我们观察到，在2024年政府工作报告、碳达峰方案、重点项目清单、能源规划、产业规划等各类政策文件中，几乎所有省市都提到了储能。
具体内容上，一是产业发展规划。比如广东地区，凭借产业链优势，几乎每个地级市都出台了促进储能发展的政策，比如《广州市白云区促进新型储能产业高质量发展若干措施（试行）》、揭阳市发改委发布《揭阳市储能发展规划（2023-2030年）》。
二是储能电站开发。2022年以来，国内储能市场开始大规模释放，各省市纷纷以示范项目的方式推动储能电站落地。
今年上半年，内蒙古发布了截至目前全国最大规模的电站开发规划。两批次电网侧独立储能示范项目加上专项行动方案，规划规模超105GWh。
2. 储能电站的成本疏导机制在完善。主要包括参与电力市场和补贴两部分。
今年上半年，越来越多的地区，在现货交易、两个细则（并网细则、辅助服务细则）等电力市场的相关文件中，都提到了储能的参与方式和考核方式。
有的地区也专门出台储能参与电力市场的方案。比如，陕西发改委发布《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》。
补贴部分，依据大储、工商业储能等不同场景，主要分为容量补贴、投运补贴、建设补贴等。比如，内蒙古地区给予电网侧独立储能示范项目最高0.35元/Wh的容量补贴，为期10年。
投运补贴主要在江浙沪、广东等工商业储能发展火热的地区，根据上网电量给予一定的度电补贴。
3.新能源配储的趋势还在增强，进一步蔓延到分布式能源领域。
新能源配储的趋势在增强，主要体现在两方面：一是配储比例和时长都在提升。比如，内蒙古、西藏维持4小时的时长要求，甘肃河西地区由2小时提升到4小时。
山东地区，一些市场化并网项目的配储比例提升到80%。比如信义莱西马连庄200W农光储一体项目。
二是分布式光伏也开始要求配储。比如，《广东省推进分布式光伏高质量发展行动方案》提出：对存在消纳困难的区域，分布式光伏项目可通过配建新型储能设施、实施汇集升压接入等措施解决接入能力和承载能力不足的问题。
广西岑溪市发布的《岑溪市分布式光伏发电项目管理暂行办法》，就要求项目按照10%/2h配储。
但毫无疑问的是，新能源配储的方式越来越灵活，各地都鼓励租赁或购买独立共享储能容量。
4.储能在细分场景的的应用进一步深化，主要是光储充、源网荷储两个场景。
新能源汽车的渗透率日益提高，各地政府将充电基础设施建设纳入发展规划，鼓励光储充（换）的发展模式。
如四川印发《四川省充电基础设施发展规划（2024—2030年）》，明确提出，建设“光储充放(换)”一体化示范项目，在成都建成10座以上“充电+储能”一体化平急两用基础设施项目。
今年5月，河南一举发布三项源网荷储有关的文件：《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》《河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》。
截至目前，内蒙古、宁夏、河南、广西等地发布了源网荷储一体化细则。该类项目中，都需要配置一定比例和时长的储能。
5.储能的监管在强化和细化，特别是靠近大众的工商业储能，消防是重点内容。
安全是悬在整个储能行业头上的一把利剑。人们最担心的安全问题是储能电站起火爆炸。
大量的储能项目陆续落地，地方政府也开始出台相关的监管文件，消防是重点内容。
工商业火爆的江浙沪地区走在前列。今年上半年，上海发布《上海市工商业储能条例》，杭州发布《关于做好我市电化学储能电站建设工程消防设计审查验收管理工作的通知》。
此外，对于选址、验收、并网接入等这些电站建设的细节问题，也有地方机构陆续出台文件。如《国网安徽省电力有限公司电源、储能接入和电网互联前期工作管理指导意见》。
国家级政策概述
《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号） 国家能源局
该文件主要目的是规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制。主要内容包括规范并网接入管理，优化新型储能调度方式，加强新型储能运行管理，规范新型储能并网接入技术要求，鼓励存量新型储能技术改造、推动新型储能只会调控技术创新。
文件还强调，以市场化方式促进新型储能调用，加快推进完善新型储能参与电能量市场和辅助服务市场的有关细则，丰富交易品种，促进新型储能“一体多用、分时复用”。
国家级新型储能试点示范项目名单 国家能源局
这是首份国家级储能试点示范项目名单。经项目单位申报，有关省级能源主管部门和中央企业汇总推荐，国家能源局组织专家评审。
此份名单共有56个项目，涉及压缩空气储能、混合储能、重力储能、飞轮储能、全钒液流储能、二氧化碳储能、铅炭电池储能、液态空气储能、铁基液流储能、水系钠离子电池储能、锌铁液流电池储能、锂离子电池储能等多个技术路线。
关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知(发改价格〔2024〕196号) 国家发改委、国家能源局
文件强调，按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。
关于调峰，文件提出：完善调峰市场交易机制。其中，电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。
合理确定调峰服务价格上限。调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。
关于调频，文件提出：规范调频市场交易机制。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。合理确定调频服务价格上限。调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。
国家能源局关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知（国能发电力〔2024〕44号） 国家能源局
通知明确加快推进新能源配套电网项目建设、推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分发挥电网资源配置平台作用、科学优化新能源利用率目标。
因地制宜制定本地区电力系统调节能力提升方案，明确新增煤电灵活性改造、调节电源、抽水蓄能、新型储能和负荷侧调节能力规模，以及省间互济等调节措施，并组织做好落实。开展对各类储能设施调节性能的评估认定，提出管理要求，保障调节效果。切实提升新能源并网性能。切实提升新能源并网性能，发电企业要大力提升新能源友好并网性能，探索应用长时间尺度功率预测、构网型新能源、各类新型储能等新技术，提升新能源功率预测精度和主动支撑能力。
国家发展改革委 国家能源局关于新形势下配电网高质量发展的指导意见 国家发改委、国家能源局
文件提出，推动新型储能多元发展。基于电力系统调节能力分析，根据不同应用场景，科学安排新型储能发展规模。引导分布式新能源根据自身运行需要合理配建新型储能或通过共享模式配置新型储能，提升新能源可靠替代能力，促进新能源消纳。在电网关键节点、电网末端科学布局新型储能，提高电网灵活调节能力和稳定运行水平。支持用户侧储能安全发展，加强计量管理，实现应采尽采，围绕分布式新能源、充电设施、大数据中心等终端用户，探索储能融合应用新场景，支持参与电网互动。推动长时电储能、氢储能、热（冷）储能技术应用。
省级政策概述
新能源配储
我们收录到的，新能源配储的区域包括：江西、贵州、广西、江苏、河南、河北等。
不完全披露，选取的是比较典型的场景政策，如风光大基地开发、分布式能源、光储充、源网荷储一体化等。
江西省新型储能发展规划（2024-2030） 江西省能源局
发展目标上，《规划》提出，到2025年，重点依托“新能源+储能”发展模式，力争实现 各设区市新型储能投产规模不少于新增新能源装机的15%。到2030年，新型储能在源、网、荷各侧开展规模化布局应用，新型储能投产规模不少于新增新能源装机的20%。
新建新能源项目配建储能容量不低于新能源装机规模的10%，储能时长不少于2小时。结合江西省电力系统调峰需求，适时调整“新能源+储能”配建政策。
贵州省新型储能项目管理暂行办法 贵州省能源局
建立“新能源+储能”机制，对集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例(时长2小时)配置储能电站。配置储能电站可由企业自建、共建或租赁。
电源侧新型储能项目投运后，可向风电、光伏发电项目提供租赁服务。鼓励新能源企业与储能企业签订协议，由新能源企业支付储能租赁费用，储能企业按容量提供服务，采取双方协商等方式形成租赁价格，鼓励签订3—5年及5年以上中长期协议。
广西壮族自治区能源局关于印发2024年度陆上风电、集中式光伏发电项目建设方案的通知 广西省能源局
陆上风电、集中式光伏发电项目配置比例分别为装机容量的20%、2小时和10%、2小时。
关于规范我省陆上风电发展的通知 江苏发改委
新增陆上风电项目（全部自发自用的分散式风电项目除外）均应采取自建、合建或购买功率不低于10%装机容量、时长2小时的新型储能（包括电化学、压缩空气、重力储能等）方式落实市场化并网条件。
新型储能装置要采用安全高效、先进可靠的设备和系统设计，陆上风电项目的全寿命周期内，均应具备相应的配套调峰能力。
《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》河南发改委
文件强调，增量配电网类项目原则上应配置不低于新能源规模15%的集中式独立储能装置。
独立的小型抽蓄、新型储能电站向增量配电网送电的，其抽水或充电电量不收取输配电价和政府性基金及附加。
各级发展改革部门要优先将具备条件的源网荷储一体化建设项目纳入规划，增量配电网内电源、电网、负荷、储能等项目内容按照类别分别进行核准或备案。
山东省人民政府关于印发2024年“促进经济巩固向好、加快绿色低碳高质量发展”政策清单（第一批）的通知 山东省人民政府
通知指出，优化海上光伏储能配置，2025年年底前建成并网的海上光伏项目，免于配置储能设施；2025年以后建成并网的，原则上按照不低于20%、2小时比例配置储能设施，可采用配建储能、新建或租赁独立储能、制氢等方式，其中符合条件的新建独立储能可优先纳入省级新型储能项目库。
通知还指出，对独立储能示范项目和列为试点的长时储能项目，参与电力市场的容量补偿费用暂按电力市场规则中月度可用容量补偿标准的2倍执行；其中，长时储能项目容量补偿不与独立储能示范项目等政策同时享受。
河北省开发区分布式新能源高质量发展推进方案 河北省发改委
试点开发区新建分布式新能源项目，参照2023年保障性并网项目管理要求和建设标准配置或租赁一定比例储能设施，可不受可开放容量限制。配套储能应与分布式新能源项目在同一220千伏供电区域内，同步建设、同步并网，并承诺参与调峰，接受电网统一调度。
补贴政策
我们收录到的，提供补贴的区域包括：浙江、安徽芜湖、河南驻马店、广东惠州、上海临港、浙江东阳、重庆铜梁、深圳宝安、苏州工业园区。
补贴主要分为容量补贴、上网电量补贴、建设补贴等，不完全披露，仅重点区域。
新型储能容量补偿资金分配方案 浙江发改委、浙江能源局
分配对象为浙江省的11个设区市，由各市对列入新型储能项目建设计划，且在2024年6月30日前完成并网试验的电网侧新型储能项目开展补偿，总规模不超过130万千瓦。
文件明确，将各设区市电网侧新型储能项目装机容量在全省项目装机容量占比作为最主要的因素，权重为85%；将各设区市应急机动负荷规模在全省应急机动负荷规模占比作为其中的分配因素，权重为10%；将各地市2023年7月至2024年6月计划新增风电、集中式光伏装机容量在全省计划新增容量占比作为分配因素，权重为5%。
资金分配比例及金额方面，2024-2026年分别按照200元/千瓦·年、180元/千瓦·年、170元/千瓦·年的补偿标准发放补偿。
关于加快光伏发电项目建设的若干政策措施 安徽芜湖市政府
继续支持储能项目建设，对2024年1月1日至2025年12月31日期间建成并网的储能项目，按放电量给予0.3元/千瓦时补贴，补贴年限为3年，单个项目年度补贴最高100万元。通知鼓励利用建筑物屋顶和立面、房前屋后空闲地等建设分布式光伏项目，探索开展户用光伏储能一体化建设，对承诺配储的项目优先接入消纳。
驻马店新型储能发展规划（征求意见稿） 驻马店市政府
对于新能源项目配建非独立储能和用户侧的非独立储能规模在1000千瓦时以上的储能项目，投入使用并通过核查验收后，除省财政在下一年度给予一次性奖励外（2023年、2024年、2025年奖励标准分别为140元/千瓦时、120元/千瓦时、100元/千瓦时），受益财政给予适当奖励。
惠州市推动新型储能产业高质量发展资金（支持应用方向）管理实施细则 惠州市能源和重点县项目局
在支持范围、对象和方式方面，国家或省级储能示范项目类，采取事后补助方式给予一次性奖励，根据上一年度国家或省储能示范项目名单确定，单个项目最高奖励500万元。2023年投产新型储能电站项目类，采取事后补助方式给予一次性奖励，根据并网时间节点和放电量确定，给予投资主体不低于0.15元/千瓦时的事后补助，单个项目最高奖励300万元。
中国（上海）自由贸易试验区临港新片区推动新型储能示范应用引领产业创新发展实施方案 上海临港新片区管委会
《方案》提出，支持新型储能高质量发展和市场化运营。对具有技术先进性和产业带动性，并提供典型应用场景优质解决方案的新建用户侧储能项目（项目应于2024年-2026年投产，装机容量不低于1MWh，全容量放电时长不低于2h，年充放电次数不低于450次），按照项目装机容量规模给予200元/千瓦时的奖励支持，奖励分3年进行发放，单个项目最高不超过500万元。
《方案》还提出，支持战略引领和前瞻布局的新型储能产业项目建设。按照项目新增投资的10%比例给予支持、金额不超过1亿元。对于产业生态链带动发挥重大作用的项目不超过10亿元。
东阳市支持分布式光伏和新型储能发展的实施意见 浙江东阳市政府
对2024年1月1日至2026年12月31日期间建成投运的储能系统容量不低于200千瓦/400千瓦时的用户侧储能、分布式光储、光储充一体化等项目，按照储能设施装机规模给予50元/千瓦一次性建设补贴，单个项目最高补助金额不超过10万元。
鼓励新建设的非居民分布式光伏发电项目按照装机容量的10%以上配建储能系统。国企单位投运的用户侧储能、分布式光储、光储充一体化等项目只享受上级财政专项补助，市财政不予另行补助。
优先保障储能项目用电需求。在需求侧响应、有序用电等特殊时期，优先保障已安装系统容量200千瓦/400千瓦时及以上用户侧储能项目的制造业企业。
鼓励参与虚拟电厂负荷调节。2024年1月1日至2026年12月31日期间，对积极参与虚拟电厂负荷调控的制造业企业，根据响应次数及储能设备装机功率给予1.5元/千瓦/次调峰补贴，每年发放一次。
铜梁区支持新型储能发展八条措施（试行） 重庆铜梁区经信委
文件指出：要支持“新能源+储能”一体化模式开发，对建设新型储能设施配比容量达到发电站装机量10%，且储能时长在2小时及以上的新能源发电企业，每年按新型储能设备投资额的2%给予补贴，连续补贴3年，单个项目补贴资金不超过1500万元。
宝安区关于促进新能源产业高质量发展的若干措施 深圳宝安区政府
支持开展绿色低碳项目，对于应用标杆项目，实际建设投入500万元以上的，按项目实际建设投入的20%，给予最高300万元奖励。
支持开展新型储能示范项目，鼓励企业开展电网侧和用户侧储能融合项目示范，对已并网投运且实际投入500万元以上的电化学储能项目，储能配置时长不低于2小时的，按照储能设施装机规模给予200元/千瓦时的补贴，对单个项目最高补贴300万元。
关于征集苏州工业园区光伏和储能项目（2023年度并网项目）的通知 苏州工业园区
申报对象为在园区备案实施的分布式光伏、光伏建筑一体化应用（光伏组件作为建筑构件）、光伏配置储能项目，项目应于2023年1月1日至2023年12月31日并网（以国网提供的并网时间为准），并接入园区碳达峰平台。
此次申报为项目征集，待审核通过项目正式入库后方可享受补贴，补贴标准为：
1.分布式光伏项目自项目投运后按发电量补贴1年，每千瓦时补贴建筑业主方0.1元。（光伏发电设施建设要求纳入土地出让条件和规划条件的项目除外）
2.光伏建筑一体化应用（光伏组件作为建筑构件）项目自项目投运后按发电量补贴3年，每千瓦时补贴项目投资方0.1元。
3.光伏配置储能项目自项目投运后按发电量（放电量）补贴3年，每千瓦时补贴项目投资方0.3元。
需求响应
我们收录到的，对响应迎峰度夏（冬）电力需求缺口给予补贴的包括：浙江江山、温州、永嘉等，江苏等。不完全披露，仅典型地区。
浙江江山关于征求《江山市2023-2024年度电力移峰填谷、需求响应等需求侧管理补贴实施办法》意见的公告 浙江江山市发改局
全省执行电力需求响应期间，对江山市有效参与需求响应的电力用户，在已获得省级电力需求响应补贴金额基础上额外给予1元/千瓦时地方补贴。
在迎峰度夏(冬)期间，根据省电力公司发布的电力缺口时段，对有效向电网输送电能的储能用户及电动汽车用户补贴 0.5 元/千瓦时。
补贴对象： 在2023年迎峰度冬、2024年迎峰度夏期间，拥有独立用电户号、满足计量采集要求的储能用户，以及利用具备计量条件的 V2G 充电桩向电网反向送电的电动汽车用户。
温州市迎峰度夏（冬）电力保供补贴实施方案 温州市发改委
“用户侧储能顶峰补贴”申报对象：经市发展改革委及国网温州供电公司确认，利用储能系统在用电低谷时充电，在高峰负荷时放电并具备计量条件的用户侧电化学储能项目用户。
用户侧储能顶峰补贴：根据市级指令在规定时段内使用电化学储能顶峰放电的工业企业用户，给予1元/千瓦时的补贴。
江苏省电力需求响应实施细则的通知 江苏发改委
文件明确，需求响应实施补贴标准。其中0.5-2小时（含2小时）的，度电补贴最高，为4.8元/kWh。0.5小时以下的实时需求响应，既有度电补贴3元/kWh，又有容量补贴10元/kW。
削峰需求响应一次调控时长在4小时以上的，按照可调节负荷（元/千瓦）给予补贴，可调节负荷补贴最高限价15元/千瓦，具体通过竞价形成。
对于实时需求响应的快上快下，迎峰度夏（冬）前配合完成可调负荷储备容量校核。对校核达标的用户，给予迎峰度夏（冬）期间“容量+度电”两部制补贴，并实施考核。其中：可调节负荷度电补贴标准最高限价3元/千瓦时，具体通过竞价形成，容量补贴标准为10元/千瓦。
填谷需求响应，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴。结合全省可再生能源出力和消纳情况，在每年的节假日期间，根据需求启动填谷需求响应。约定需求响应谷时段可再生能源消纳度电补贴标准为0.6元/千瓦时。
永嘉县迎峰度夏（冬）电力保供补贴实施方案通知 永嘉县发改局
省级电力保供前置措施（移峰填谷、集中检修，下同）执行期间，对工业企业开展电力保供用电生产进行补助。
错避峰补贴：对参与电力紧张时段有效压降的工业企业用户，给予0.2元/千瓦时的补贴。
柴发顶峰补贴：根据统一指令在规定时段内使用用户侧柴油发电机组顶峰发电的工业企业用户，给予2元/千瓦时的补贴。
用户侧储能顶峰补贴：根据统一指令在规定时段内使用电化学储能顶峰放电的工业企业用户，给予1元/千瓦时的补贴。
进一步落实2024年海盐县电力负荷管理工作 海盐县发改委
储能调控补贴标准：对嘉兴虚拟电厂平台发起统一调度，根据“虚拟电厂”平台统计的响应负荷评价，判断为响应有效的储能用户，按实际响应电量给予0.25元/千瓦时的补贴。
省级组织发起的约定型需求响应：对积极参与省级发起的约定型需求响应用户，在省级补贴标准的基础上增加地方专项补贴0.5元/千瓦时。
移峰填谷及集中检修补贴标准：对积极参与省级发起的移峰填谷、及集中检修且有效执行的电力用户，按照执行期间该用户有效执行的响应电量给予0.2元/千瓦时补贴。
云南省能源局关于印发2024年云南省电力需求响应方案的通知 云南省能源局
云南省的需求响应交易品种分为邀约型削峰、实时型（可中断）削峰、邀约型填谷、实时型填谷四类。需求响应原则上每天不多于3次，每次不超过3小时。
邀约型削峰价格由当次市场竞价形成，根据调控时长，价格标准上限3~15元/kW·次（3~5元/kWh）不等。
实时型（可中断）削峰最终价格由月前市场竞价形成，根据调控时长，价格标准上限5~21元/kW·次（5~7元/kWh）不等。
邀约型填谷响应最终价格由当次市场竞价形成，根据调控时长，价格标准上限0.5~3元/kW·次（0.5~1元/kWh）不等。
实时型填谷响应最终价格由月前市场竞价形成，根据调控时长，价格标准上限1~4.5元/kW·次（1~1.5元/kWh）不等。
电力市场及电价政策
电力市场相关政策
中华人民共和国国家发展和改革委员会令第18号颁发《电力市场监管办法》 国家发改委
电力市场监管的对象为电力市场成员。电力市场成员应当自觉遵守有关电力市场的法规、规章。
电力市场成员包括电力交易主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。
电力交易主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户、储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。电网企业按照国家有关规定对暂未直接参与电力市场交易的用户实施代理购电时，可视为电力交易主体。
电力市场运营机构是指电力交易机构、电力调度机构。
中华人民共和国国家发展和改革委员会令第20号 《电力市场运行基本规则》 国家发改委
本规则所称的电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。其中，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。
电力市场运营机构按职责负责电力市场交易、电力调度和交易结果执行，以及配套的准入注册、计量结算、信息披露等，维护电力系统的安全稳定运行。
电网企业应当公平开放输电网、配电网，根据交易结果为经营主体提供安全、优质、经济的输配电服务，根据结算依据向经营主体结算相关费用。严格执行国家规定的输配电价，并接受相关电力监管机构的监督检查。
经营主体应当按照有关规定履行交易结果，根据交易结果使用输配电网。
电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等。
山东电力市场规则（试行） 国家能源局山东监管办公室、山东省发展和改革委员会、山东省能源局
《山东电力市场规则(试行)》共十九章。重点内容包括：系统设计电力市场规则、完善经营主体参与市场机制、优化电力市场结算机制、新建一二次限价机制、优化市场化容量补偿机制分配方式、完善市场力监管机制、调整调频辅助服务市场交易组织及费用结算方式、有序衔接机组并网运行考核与电力市场运营、丰富零售市场套餐种类。
文件对新型储能（含分布式储能聚合）、虚拟电厂等新要素新业态入市相关要求进行了明确。
明确新型储能为新型经营主体。其中表示，考虑电网安全运行及新型储能发展趋势，将独立新型储能参与市场方式优化为“报量报价”参与现货市场。同时指出，新型储能应满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件。
同时，虚拟电厂机组按照聚合资源类型分为发电储能类机组、负荷类机组。其中，发电储能类机组聚合分布式光伏、分散式风电等发电类机组或分布式储能等未纳入调度管理的储能类资源，其爬坡能力不低于0.2兆瓦/分钟。
辅助服务市场政策
关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知 国家发改委 国家能源局
辅助服务市场的总体原则是“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”。
完善调峰市场交易机制。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。
合理确定调峰服务价格上限。各地统筹调峰需求、调节资源成本和新能源消纳等因素，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。
关于调频，调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。
调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。
关于修订完善我省电力调峰辅助服务规则部分条款的通知 河南能监办
调整深度调峰交易买方成员。深度调峰交易买方调整为集中式风电和光伏，省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）及统调公用燃煤机组。
调整深度调峰交易价格机制。根据我省燃煤火电调峰能力实际情况，调整深度调峰第一档负荷率为40%≤负荷率<45%，报价上限暂定为0.2元/KWh。
深度调峰辅助服务费用由火电、新能源按比例共同分摊，初期暂定火电、新能源分摊比例为K分=2:3，可根据调峰市场实际运行情况进行调整。
湖北源网荷储电力调峰辅助服务市场运营规则 华中能监局
规则从五个方面完善湖北调峰辅助服务市场机制。一是增加辅助服务新品种。二是纳入辅助服务新主体。三是明确辅助服务新价格。四是完善费用分摊新机制。五是明确与“两个细则”和现货市场衔接机制。
本规则的印发，为各种可调节资源参与系统调节提供了有力政策支持，推动电网调度模式由传统“源随荷动”向“源网荷储协同互动”运行模式转变。独立运营的电力用户具备可调节负荷不小于5兆瓦、连续调节时间不低于1小时能力；虚拟电厂聚合商具备可调节电力不小于10兆瓦、连续调节时间不低于1小时能力。
关于鼓励新能源企业消纳困难时段积极参与省间现货交易和华北调峰市场有关事项的通知 山西能监办
鼓励新能源企业积极参与省间现货(含日前、日内市场)和华北调峰辅助服务市场，提升消纳空间。
在省内现货日前预出清阶段存在电力消纳缺口时，新能源企业优先参与省间日前现货市场。仍有消纳缺口的由系统自动将省间现货市场出清后该场站的消纳缺口电力和时段申报至区域市场平台，参与华北调峰辅助服务市场出清。在日内仍有消纳缺口时，可继续参与省间日内现货市场。
《四川省电力辅助服务管理实施细则》、《四川省电力并网运行管理实施细则》 四川能监办
细则提出对独立储能进行调峰补偿，电力调度机构结合系统调峰需要进行调用，因系统调峰需求下达调度计划(含调度指令)要求独立新型储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为400(元/MWh)。调度机构下达独立新型储能充放电曲线时，同时明确其参与调峰的时段和电力。多台独立新型储能可用于系统调峰的总容量多于系统调峰需求容量时，按独立新型储能装机比例分配储能调峰需求。
对于配建储能的新能源，按照全月累计充电电量给予使用频率补偿，当月度累计充电电量<储能额定容量x30小时，不予补偿；储能额定容量x30小时≤当月度累计充电电量<储能额定容量x60小时，对其充电电量进行补偿，补偿标准为80(元/MWh)；储能额定容量x60小时≤当月度累计充电电量，对其充电电量进行补偿，补偿标准为160(元/MWh)。
储能可获得爬坡补偿，含配建储能的风电光伏、新型储能爬坡补偿标准取40元/MW。此外独立储能还可获得有偿一次调频补偿、有偿无功补偿。
容量电价和补偿
河北省发展和改革委员会关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知 河北发改委
建立独立储能容量电价激励机制。根据河北南网、冀北电网电力系统调节资源缺口、电价承受能力等情况，分别确定执行容量电价机制的独立储能容量规模，依全容量并网时间先后通过竞争的方式确定享受容量电价激励机制政策的独立储能电站，先建先得。
参与竞争的独立储能电站容量原则上不低于10万千瓦、满功率持续放电时长不低于4小时，2024年1月1日前省级批复的电网侧独立储能项目可放宽至不低于2小时。
2024年参与竞争的独立储能容量规模为河北南网300万千瓦，冀北电网270万千瓦。
独立储能电站可获得的容量电费根据容量电价标准和月度平均可用容量确定。容量电价上限为100元/千瓦·年。2024年5月31日前并网发电的，年度容量电价按100元/千瓦（含税、下同）执行；2024年6月1日至9月30日并网发电的，容量电价逐月退坡，年度容量电价标准分别为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日并网发电的，年度容量电价按50元/千瓦执行。
独立储能电站按月申报次月分日可用充、放电容量及时长，日前可根据实际运行情况修改，作为调度执行依据。电力调度机构根据实际执行情况，按月统计月度平均可用容量。
月度平均可用容量=Σ0.5×（日可用充电容量×可持续充电时长+日可用放电容量×可持续放电时长）/4小时/当月总天数。
内蒙古能源局关于印发第一批（第二批）电网侧独立新型储能电站示范项目清单的通知 内蒙古能源局
按放电量，给予示范项目最高0.3-0.35元/Wh元的补偿，为期十年。
现货市场政策
《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》 陕西发改委
独立储能可参与电力中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场及容量市场的各类交易（含容量补偿机制等）。也可根据市场主体意愿，只选择参加其中一类或几类交易。
其中直接参与批发市场交易的独立储能额定功率不低于6兆瓦，额定功率下充、放电时间不低于2小时。
独立储能参与电能量市场交易具有两种市场角色，在充电时段视同电力用户，充电价格执行陕西省分时电价政策，在放电时段视同发电企业参与交易。独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
电压等级在10千伏及以上或装机不低于6兆瓦的电源侧储能、用户侧储能应完成站内计量、控制等系统改造，满足电网调度监控技术条件有关要求后进入市场。
电源侧储能、用户侧储能通过技术改造满足有关要求、符合独立储能市场准入条件时，可申请转换为独立储能。
电源侧储能原则上只利用自身发电电量充电，自身不主动从电网净下网电量；放电电量纳入该发电企业上网电量统一结算。
用户侧储能原则上只将下网电量自储自用，自身不主动向电网净上网电量；充电电量纳入该电力用户用电量统一结算。
《云南省新型储能发展实施方案（2024—2025年）》 云南省发改委、云南省能源局
按照低谷充电高峰放电的方式对示范项目进行优先调度，每年等效充放电调度次数原则上不低于260次，充分发挥其移峰填谷和顶峰放电作用。
在电力现货市场运行前，鼓励示范项目自主参与电力市场交易，放电时视同发电市场主体按市场交易规则形成上网电价，充用电时视同电力用户形成充电价格并执行峰谷分时电价政策。
如示范项目未参与市场交易，可由电网企业保障提供充电电量、收购放电电量，放电量按电网企业公布的月度工商业代理购电价格结算，充电量按照分时代理购电用户电价结算。向电网送电的独立储能，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
电力现货市场运行后，可按照现货市场交易规则形成充放电价格。鼓励示范项目积极参与辅助服务市场交易获取收益。
持负荷侧新型储能参与电力需求响应，作为需求响应资源统筹纳入电力运行调度，并根据实际响应结果给予一定收益。
以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目；符合有关技术要求的配建储能也可与主体电源联合并视为一个整体按照规则参与市场。
建立“新能源+储能”机制，集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例（持续时长不低于2小时）配置储能容量，鼓励新能源项目业主通过以共享模式落实新型储能，达到装机规模的10%，视同自行配置储能。
《湖南省发展和改革委员会关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知》 湖南发改委
充电价格：视同为大工业用户，充电价格执行分时电价政策，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
放电价格：参照湖南省燃煤发电基准价0.45元/千瓦时执行。
文件要求，湖南省电化学独立储能电站充放电价差资金由省内未落实配储要求的风电、集中式光伏发电企业按照当月实际上网电量分摊，电网企业在其上网电费结算时一并扣除。未落实配储要求的风电、集中式光伏发电企业名单，由省能源局按月向电网企业提供。上述电价政策适用于湖南省 2023年6月30日前建成投运的电化学独立储能电站，之后建成投运的另行明确。
