CNESA《2024储能政策盘点》会议纪要

CNESA《2024储能政策盘点》会议纪要 邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi020696@gtjas.com刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172liuhongru028781@gtjas.com 报告导读： 2024年中国储能新增装机规模再超预期，新型储能新增装机43.7GW/109.8GWh，同比+103%/+136%。截至2024年底，我国累计电力储能装机达到137.9GW，同比+59.9%，其中新型储能装机规模达到78.3GW/184.2GWh，同比+126.5%/147.5%，首次超过抽水蓄能。 2024年储能政策发布数量持续增长。截至2024年底，全国已累计发布约2470余项储能政策，其中广东、浙江、山东、安徽等地发布储能政策最为集中。2024年新增发布政策770项，是2023年同期的1.2倍，主要围绕宏观政策、新能源配储、发展规划、电力市场及补贴等方面。 总结来看，政策呈现四点特征：第一，国家与地方高度认可储能价值，顶层设计上进一步了明确新型储能功能定位和发展方向，储能成为地方重点发展的应用场景，各项配套措施逐步完善。第二，电力市场机制逐步完善，全国统一电力市场“1+N”体系初步构成，电力现货市场进程加快，储能参与现货将成为趋势。第三，充分发挥储能“促消纳”作用，新能源入市步伐加快，配置储能将成为平抑市场收益风险的有效手段，各地鼓励分布式+储能发展，促进就地消纳。第四，充分考虑全球市场竞争加剧背景，国家反对低于成本价竞争，维护市场公平秩序，行业规范增添碳足迹核算等内容，应对海外绿色壁垒。 后续来看，中国储能政策将围绕四大方向持续发力：第一，科学规划统筹发展，包括可再生能源与新型储能，新型储能与抽水蓄能等方面的协同发展。第二，推动发展新质生产力，以新型电力系统建设需求为导向，推动储能技术创新，前瞻布局战略性新兴技术。第三，建立容量补偿机制，科学测算调节能源需求，在现货市场连续运行地区，加快建立市场化容量补偿机制，合理评估储能的容量价值，对其有效容量进行合理补偿。第四，加强电站调度运行，加强储能市场化调用能力，发挥储能灵活调节价值。 （正文） 1.新型储能项目及政策全景 中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻介绍，截至2024年底，我国电力储能累计装机首超百吉瓦，达到137.9GW。新型储能装机规模首次超过抽水蓄能，达到78.3GW/184.2GWh，功率/能量规模同比增长126.5%/147.5%。2024年新增新型储能装机规模达43.7GW/109.8GWh，同比增长103%/136%。 从技术路线上来看，锂离子电池储能累计装机量超越抽水储能，成为主流技术路线，占比达55.2%，抽水储能占比42.4%，其余技术路线占比均未超过1%，包括熔融盐储热（0.8%）、压缩空气（0.6%）、液流电池（0.4%）、铅蓄电池（0.4%）等。 资料来源：CNESA，国泰君安期货研究 资料来源：CNESA，国泰君安期货研究 2024年储能相关政策发布数量持续增长，截至2024年底，全国已累计发布2470余项储能政策，其中广东、浙江、山东、安徽等地累计发布储能政策最为集中。2024年新增发布政策770项，是2023年同期的1.2倍，主要围绕宏观政策、新能源配储、发展规划、电力市场及补贴等方面，其中宏观类政策数量占比19%，新能源配储占比13%，发展规划占比13%，电力市场占比11%，补贴政策占比10%，其他类型政策占比34%。整体来看，2024年储能新增政策落地性和影响性更强，其中出台非常重要政策439项，约占全部的57%。 2.2024年政策分析 2.1顶层设计 国家顶层设计全面推动储能产业发展，政策层次更高、覆盖范围更广、影响层面更深。其核心内容包括明确储能发展定位、肯定其在电网建设中的关键作用、提升绿色发展内涵，以及有效应对行业“内卷”问题，为储能行业的高质量发展奠定坚实基础。 在发展定位上，新型储能首次被写入《国务院政府工作报告》，得到中央深化支持；《2024年能源工作指导意见》重点部署其并网和调度运行，加强试点示范跟踪评价以促进实际应用；我国首次发布的能源领域基本大法《能源法》着重提及储能，彰显了对储能技术重要价值的高度认可。 在智能化电网建设中，《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》、《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》、《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》等文件，进一步提升了对储 能在实现配电网柔性化、智能化、数字化转型中重要作用的认可。 在绿色装备内涵提升方面，《关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》将储能纳入绿色低碳领域未来产业，重点新增相关内容；国家层面首次发布的绿色转型系统部署文件《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》多处提及新型储能，凸显其在绿色低碳发展中的关键作用。 此外，针对新型储能行业“内卷”现象，《锂离子电池行业规范条件》、《新型储能制造业高质量发展行动方案》（征求意见稿）明确提出引导企业减少单纯扩大产能的制造项目，化解行业“内卷”，同时规范地方招商引资法规制度，推动建立全国统一大市场。 2.2电力市场政策 “1+N”系列政策陆续出台，加快储能入市进程。《电力市场运行基本规则》将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等在内的新型经营主体纳入市场成员，同时完善电能量、辅助服务交易等定义和交易方式，新增容量交易，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制。《电力市场注册基本规则》明确新型储能企业参与市场注册的基本条件，对整个市场形成五方面的促进作用：一是促进市场注册业务全国统一规范。二是推动“一地注册、信息共享”。三是服务储能等新型主体快速发展与入市需求。四是推动市场注册业务全流程标准化。五是促进市场注册业务监督管理。 资料来源：CNESA，国泰君安期货研究 资料来源：CNESA，国泰君安期货研究 《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》致力于打通政策壁垒，为新型经营主体释放更大的发展空间。新型经营主体的定义涵盖具备电力和电量调节能力，同时具有新技术特征和新运营模式的配电环节各类资源，分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体，其中储能属于单一技术类主体的典型代表。政策明确支持提高新能源的就地消纳能力，鼓励具备条件的工业企业和工业园区建设智能微电网，推动新能源本地消纳，并探索通过新能源直连机制增加企业绿电供给。此外，为降低市场准入门槛，政策提出原则上可豁免新型经营主体申领电力业务许可证，并鼓励调节容量达到5兆瓦及以上、符合技术指标的主体提供电能量和辅助服务。各地可根据实际情况进一步降低调节容量的要求。在完善市场机制方面，政策推动灵活参与现货市场的交易方式，例如报量报价或报量不报价，同时探索电力现货市场出清节点向更低电压等级延伸，从而提供更精准的价格信号。同时，新型经营主体需公平承担偏差结算、不平衡资金分摊等相关费用，并缴纳输配电价、系统运行费用及政府性基金附加等，确保市场的公平性与透明度。 在多项政策的助力下以及现货市场建设的加速推进下，储能参与现货市场交易愈发成熟。目前，山西、广东、山东、甘肃等省份以及省间现货市场陆续转入正式运行，蒙西已实现全年连续结算；浙江、安徽、湖北等地细化现货市场交易规则，并组织开展试运行；非现货试点地区同样加速市场建设。多地现货市场允许 储能自主选择参与模式：如安徽缩短实时市场出清周期，形成5分钟的节点电价；广东、甘肃、山西等地允许储能同时参与现货和调频市场。但当下储能参与现货市场同样面临一定的挑战：第一，价格机制偏保守，各地现货出清上下限价差较小，仅山东和浙江有负电价，山东、山西、浙江等地明确二级限价机制。第二，各地现货峰谷平均价差偏低，基本在0.2-0.3元/kWh之间，仅有蒙西较高，达到约0.5元/kWh。 储能与新能源联合入市将成趋势。《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》将全国新能源利用率最低要求从2020年提出的95%下调至90%，标志着政策目标的逐步松绑。电源侧配储的早期发展逻辑以促进新能源消纳为核心，而在利用率要求下调及网侧调节需求增长等综合因素影响下，电源侧配储的定位正在发生转变，部分地区开始将配储改造纳入考量。根据《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，新能源的收购方式已从电网公司的“统购统销”模式转变为电网企业、售电企业和电力用户等多市场主体协同消纳的模式。各地集中式新能源项目入市规模不断扩大，分布式项目的入市步伐也在逐步加快。在新能源入市消纳背景下，消纳的不确定性有所增加。为应对这一挑战，电网作为促消纳的责任主体，需持续提升消纳能力。在此过程中，电源侧储能的增长将受到显著推动。 辅助服务市场机制在不断优化中逐步完善。《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》提出优化调峰辅助服务交易、健全调频辅助服务交易、完善备用辅助服务交易，并规范辅助服务价格的传导机制。同时，《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》明确了电力现货市场连续运行地区电能量费用与辅助服务费用独立形成的规则，储能经营主体在提供辅助服务时产生的电能量费用按现货市场价格结算；未开展现货市场的地区则按中长期交易规则结算。此外，独立储能需按综合上网（下网）电量参与辅助服务费用的分摊，调频、备用、爬坡等有功辅助服务市场可独立出清，并在条件成熟时推动与现货市场联合出清。通过推动规则从地方向全国逐步标准化，辅助服务市场改革的深化成效更加显著，储能等可调节资源参与系统 调节的积极性将进一步提升。 2024年，辅助服务市场在调整中不断前行，西北、东北、华中、华东、南方五个区域市场及山西、湖南、四川、河南、黑龙江等13个省级市场相继更新了辅助服务相关政策细则。《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》的实施对调峰和调频收益产生了广泛影响，多地下调了调峰补偿价格，其中南方区域降幅最为明显，调峰补偿最高降幅近50%；山西降低了调频价格上限，湖北、重庆取消了调频容量补偿，浙江、黑龙江、吉林、辽宁则发布了调频市场化政策。同时，新疆对电源侧储能参与调峰给予0.55元/千瓦时的补偿，南方区域也对新能源配建储能充电进行调峰补偿，这些措施有助于提升电源侧储能的调用水平和盈利能力。此外，西北区域率先发布容量市场运营规则（征求意见稿），提出调峰容量、顶峰容量、调频容量和爬坡容量等交易品种，现阶段以调峰容量和顶峰容量市场为主。 辅助服务市场品种日益丰富，目前独立储能参与的主要品种包括调峰、调频和爬坡，备用及一次调频等市场正在逐步建设，而其他品种的市场参与度仍较低。随着新能源装机规模的持续提升和入市步伐的加快，辅助服务市场规模将不断扩大，新品种的推出也成为发展趋势。未来，辅助服务市场与现货市场的耦合发展将为独立储能提供更多市场机会，实现基于分时段、分容量的一体多用和分时复用的商业模式。 容量补偿、顶峰补偿、分时电价和需求响应等政策的相继出台显著增厚了储能的收益。目前，全国已有6个省份和自治区对新型储能实施容量补偿政策，主要通过容量电价或认定可用容量的方式进行补偿。该类补偿机制通常用于激励试点示范项目，补贴年限明确，并呈逐年退坡趋势。推进容量补偿机制和容量市场建设已成为政策发展的重点方向，福建、宁夏、吉林等多地明确提出探索容量补偿机制的路径。 2024年，新型储能在保供中的作用更加凸显，为保障迎峰度夏（冬）期间的电力供应，多地明确独立储能的充放电价格，并给予顶峰补偿。例如，江苏和安徽在迎峰度夏/冬期间对储能充电免收费用，放电按燃煤基准价计价，并提供顶峰补偿；湖南和河南则执行分时电价政策，其中湖南放电仍按燃煤基准价，河南则额外提供调峰补贴。 分时电价政策在多地动态调整。具体来看，截至2024年底，浙江、江苏、安徽、湖北、江西、河南、甘肃、上海、山东、云南、黑龙江、吉林、内蒙古等13个省份已正式发布新版分时电价政策；湖南、广西、陕西、四川、青海等5个省份则发布了征求意见稿。总体来看，电网代购电价差呈下降趋势，2024年32个地区的最大峰谷价