据统计，2024年10月份国家及地方共发布储能相关政策52条！其中国家出台政策4条，地方出台政策48条。根据储能政策的具体类型，地方政策中，储能补贴政策5条、储能规划布局的政策3条、新能源配储政策9条、储能参与电力市场化相关政策14条、储能项目政策2条，其他相关政策15条。
国家政策
在国家层面一共出台了4项储能相关政策。
其中，10月10日，国家能源局综合司就《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》公开征求意见。
在特殊场景中，管理办法指出：非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电可独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，电网企业进行调度应做到公平、公正、公开，保障电网安全稳定运行。电网企业在调度运行、开展承载力分析时应充分考虑节假日等电力系统负荷较低的特殊时段，在满足电力系统与设备安全运行的前提下，允许接入分布式光伏发电的配电网向输电网反送电。
另外，在分布式光伏参与电力市场方面，管理办法指出：分布式光伏发电项目按照国家有关规定参与电力市场。国家建立健全支持新能源持续发展的制度机制，各地结合分布式光伏发电发展情况、电力市场建设进展等制定相应的配套政策。分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。
10月10日，国家能源局综合司发布国家能源局综合司关于公开征求《电力辅助服务市场基本规则》意见的通知。《规则》指出独立储能、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。
原则上获得容量电费的经营主体应当参与辅助服务市场提供服务。辅助服务市场费应按照“谁受益、谁承担”原则，结合电力现货市场建设情况，综合考虑经营主体和用户承受能力，建立辅助服务费用传导机制。
传导机制需由经营主体承担的辅助服务费用，按相关程序确定。电力现货市场连续运行的地区，电能量费用与辅助服务费用独立形成，相关辅助服务费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门根据具体情况确定。未开展现货市场或电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。
10月30日，国家发展改革委等部门发布关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见。
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。
研究推进大型水电站优化升级，有序建设抽水蓄能电站。加强新型储能技术攻关和多场景应用。推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用等光热应用。
地方政策
地方层面，河北、安徽、云南、上海、广东、河南、湖南、浙江、福建、甘肃、山东、四川、重庆、北京、贵州、黑龙江、江苏、江西、宁夏19个省市发布储能相关政策48条。
在储能补贴方面，四川成都对经认定为具备双向充放电能力的充换电站，根据四川省电力需求侧市场化响应出清执行情况，按响应量额外给予3元/千瓦时的补贴。
浙江金华对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%。
广东广州南沙新区支持工业企业开展工业固体废物资源综合利用改造，以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。
在储能规划方面，河南南阳到2026年底，抽水蓄能及小水电装机达到140万千瓦以上。
湖南益阳到2025年，新型储能装机容量达到20万千瓦以上。到2030年，全市电网尖峰负荷响应能力达到5%以上。
安徽力争到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。
在新能源配储方面，云南要求按照新能源装机的10%配置调节资源，可通过自建新型储能设施、购买共享储能服务等方式实现。
上海提出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。
河南要求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。
在电价与市场交易方面，广东提出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）。
黑龙江峰谷时段划分对每日用电时段划分进行调整，具体为：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。
安徽要求规模≥5MW/1h的独立储能电站可自主选择发用、用电侧参与中长期交易。场化交易电量按照“顺价模式”结算，不再执行上下浮动政策，尖峰电价政策继续执行。
在储能项目方面，湖南规范规范新型储能项目管理有关事项。提出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。同一用户内部的用户侧储能与分布式光伏应单独配置计量装置。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。
河南补偿15个非独立储能项目，累计奖励金额达到3526.9万元。
内容资料参考来源：国家各相关部门、各省政府相关网站
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