據(jù)統(tǒng)計，2023年12月份國家及地方共發(fā)布儲能相關政策67條！其中國家出臺政策6條，地方出臺政策61條。根據(jù)儲能政策的具體指向，地方政策中，儲能補貼政策6條、儲能規(guī)劃布局的政策5條、新能源配儲政策9條、儲能參與電力市場化相關政策10條、儲能電池政策2條，儲能項目政策2條，抽水蓄能政策2條，充換電及新能源汽車相關政策14條、其他相關政策11條。 國家層面 在國家層面一共出臺了6項儲能相關政策。 其中，12月11日，國家能源局華中監(jiān)管局印發(fā)《華中區(qū)域發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營實施細則》。其中提到，細則明確發(fā)電機組和獨立新型儲能自首次并網發(fā)電之日起參與電力輔助服務費用分攤。水電以外的可再生能源發(fā)電機組、獨立新型儲能自首臺機組或逆變器并網發(fā)電之日起納入電力并網運行和輔助服務管理。 調試運行期的發(fā)電機組和獨立新型儲能，以及退出商業(yè)運營但仍然可以發(fā)電上網的發(fā)電機組（不含煤電應急備用電源）和獨立新型儲能，按自然月劃分相應的調試階段,并網調試期間不同調試階段分攤標準如下： 1.第一階段。按照2倍的分攤標準繳納電力輔助服務費用。即先按正常標準繳納“兩個細則”輔助服務分攤費用α和調峰調頻等電力輔助服務市場分攤費用β。再將1倍已承擔電力輔助服務費用（α+β）從當月上網電費中扣除，納入“兩個細則”輔助服務補償費用來源。 2.第二階段。先按正常標準繳納“兩個細則”輔助服務分攤費用α和調峰調頻等電力輔助服務市場分攤費用β。D3日前具備第九條、第十條商業(yè)運營條件的，自動進入商業(yè)運營。D3日前仍不具備第九條、第十條商業(yè)運營條件的，再將本階段每月1倍已承擔電力輔助服務費用（α+β）從當月上網電費中扣除，納入“兩個細則”輔助服務補償費用來源。 3.第三階段。按照3倍標準繳納電力輔助服務費用。即每月按正常標準繳納“兩個細則”輔助服務分攤費用α和調峰調頻等電力輔助服務市場分攤費用β，再將每月已承擔電力輔助服務費用的2倍（2*α+2*β）從當月上網電費中扣除，納入“兩個細則”輔助服務補償費用來源。 12月27日，國家能源局綜合司發(fā)布《關于公示新型儲能試點示范項目的通知》，共56個項目被列為新型儲能試點示范項目，總規(guī)模超8.16GW/29.86GWh。 這56個入選項目的儲能技術路線包括鋰離子電池、壓縮空氣、液流電池（全釩、鋅鐵、鐵基）、飛輪、重力、二氧化碳、液態(tài)空氣、鈉離子電池、鉛炭電池等單一及混合儲能技術，其中鋰離子電池項目數(shù)量最多達17個，總規(guī)模超2.15GW/4.4GWh；壓縮空氣儲能項目11個，總規(guī)模超2.75GW/12.95GWh；液流電池儲能項目8個，其中全釩液流電池項目6個，鐵基液流、鋅鐵液流項目各1個。 地方層面 地方層面，廣東、福建、浙江、江蘇、安徽、廣西、河南、湖南、山東、山西、內蒙古、寧夏、云南、甘肅、河北、吉林、遼寧、上海、四川、新疆、重慶21個省市發(fā)布儲能相關政策48條。 在儲能補貼方面，浙江嘉善縣對于新建裝機容量1MW以上并納入縣級電力負荷管控管理中心統(tǒng)一調控的用戶側新型儲能項目，按照項目放電額定功率0.3元/瓦給予一次性建設補助，最高不超過100萬元。 浙江杭州提出配備儲能的充電設施最高可以獲得480元/kW補貼。 廣東廣州市白云區(qū)對采用光伏、儲能、氫能、充電樁、智慧能源管理等兩種以上且裝機容量超過1兆瓦及以上的用戶側新型儲能項目，自并網投運次月起按放電量給予投資主體不超過0.2元/kWh扶持，連續(xù)扶持不超過2年，同一項目最高不超過300萬元。 在儲能規(guī)劃方面，廣東東莞到2025年，全市新型儲能裝機規(guī)模力爭達到30萬千瓦。到2027年，全市新型儲能裝機規(guī)模力爭達到50萬千瓦。 內蒙古則提出到2025年底，電網側儲能規(guī)模達到3GW以上，電源側儲能規(guī)模達到6GW以上。 湖南省要求到2030年，抽水蓄能規(guī)模達到1040萬千瓦，新型儲能裝機達到450萬千瓦，與省內新能源裝機比例達到1:3，成為全國系統(tǒng)調節(jié)能力應用高地。 在新能源配儲方面，吉林省提出自2023年起，新增新能源項目原則上按15%裝機規(guī)模配置儲能，充電時長2小時以上，鼓勵采用集中共享方式。 廣西南寧鼓勵新建的企業(yè)（非自然人）光伏發(fā)電項目按照裝機容量的10%以上配建儲能系統(tǒng)，額定功率下連續(xù)放電時間不低于2小時，租賃容量視同配建容量。 河北省則鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)通過自建、租賃、購買儲能設施或者購買儲能容量的方式，增強調峰上網能力。 在電價與市場交易方面，山東省明確獨立儲能的充放電價格按當時市場現(xiàn)貨價格結算，配建儲能的放電價格按當時市場現(xiàn)貨價格結算，由此產生的價差費用（收益）由全體工商業(yè)戶分攤（分享）。 安徽省提出電網企業(yè)根據(jù)結算依據(jù)向新能源企業(yè)收取費用，將補償費用支付給獨立儲能企業(yè)。獨立儲能企業(yè)充放電損耗費用補償結算季結季清，與每季度最后一月電能量電費一并結算。 江蘇省提出電網側獨立儲能電站需同時申報電力調頻輔助服務單價和是否參與市場。里程報價上限1.2元/MW。 充換電設施作為重要新能源基礎設施，其建設受到各地重視。河南商丘市發(fā)文提出到2023年年底實現(xiàn)高速公路服務區(qū)充電設施全覆蓋、集中式充電示范站縣域全覆蓋。到2025年累計建成集中式充換電站100座以上、各類充電樁6000個以上。 甘肅蘭州新區(qū)明確2025年，新能源汽車充電樁規(guī)模達到700個以上；2035年，新能源汽車充電樁規(guī)模達到4000個以上。 云南省為引導居民錯峰充電，對選擇執(zhí)行居民電動汽車充電樁分時電價政策的用戶，低谷時段電價0.31元/千瓦時，非低谷時段電價0.61元/千瓦時。

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