联盟观点
根据CNESA DataLink全球储能数据库的统计，截至2024年4月底，全国累计发布储能相关政策1977项。
其中广东省位居首位，政策总发布量达到187项（2023年以来发布134项）。非常重要类政策多达102项，主要集中在补贴（47%）、市场运行（25%）、规划（17%）、等领域。
图1：全国各省储能相关政策发布情况（2016-2024.4）
图2：广东省非常重要政策类别占比（2016-2024.4）
“1+N+N”政策体系
推动新型储能产业高质量发展
2023年，广东省委、省政府高度重视新型储能产业发展，强调要把新型储能产业打造成为广东省“制造业当家”的战略性支柱产业!
广东省新型储能产业基础好，覆盖了储能电池材料制备、电芯和电池封装、储能变流器、储能系统集成和电池回收利用全产业链，新型储能产业处于全国领先地位，具备全球竞争力。截至目前，广东省新型储能项目装机规模约250万千瓦/400万千瓦时，根据相关数据显示，今年一季度广东新增装机仅次于新疆、居全国第二，2023年新型储能电站平均运行系数、平均利用率居全国第一。
2023年以来，广东陆续出台了促进新型储能产业发展的系列文件，包括一个顶层设计的指导性意见，省各主管部门在储能产品、储能电站、科技创新等方面出台的配套支持政策，以及广州、深圳等地市出台相关配套文件，全省构建了“1+N+N”新型储能产业政策体系。
2023年3月，广东省人民政府印发《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》（以下简称“指导意见”），对技术研发、产业发展、应用场景、质量安全等方面提出具体要求，针对各项任务明确了相关牵头单位。
图3：《指导意见》明确发展目标
资料来源：《广东省新型储能产业高质量发展的指导意见》、CNESA整理
图4：《指导意见》锂电产业布局
资料来源：《广东省新型储能产业高质量发展的指导意见》、CNESA整理
《指导意见》发布后，广东省各主管部门快速响应，根据职责分工相继发布相关领域的专项配套政策。省发改委、省能源局印发《广东省促进新型储能电站发展若干措施》。
新能源配储：2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能；到2025年，全省新能源配建储能规模达到1GW以上，到2027年达到2GW以上，“十五五”期末达到3GW以上。
独立储能规划布局：以满足电力系统调节需求为导向，重点在新能源富集送出区域和负荷中心区域布局，鼓励引导社会资本优化选址布点，合理确定建设规模。新能源富集地区（推荐14个地市32个区域），独立共享储能为近区新能源提供租赁服务，单个项目规模可在30-150MW左右；负荷中心地区（推荐8个地市12个站址），分两类：一类在峰谷差大、输电走廊和站址资源紧张、负载率高但尖峰负荷短的负荷中心地区，用于缓解用电高峰时段供电压力（50-100MW/2-4h）；另一类在受端电网、多直流落点近区，用于支撑频率、电压，提升电力系统安全稳定性（100MW左右/1h）。同时，组织全省各地市因地制宜编制2024年新型储能年度建设计划。
应用场景发布：发布2023年新型储能重大应用场景机会清单，包含各类项目30个，预计总投资规模248.4亿元，总装机容量达2.14GW/3.82GWh，其中百兆瓦级新型储能项目13个。
储能电价政策：用户侧储能方面，项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，储能设施用电电价参照全省蓄冷电价政策执行（即峰平谷比价由1.7：1：0.38调整为1.65：1：0.25，峰谷价差比值由4.47倍调整为6.6倍）。
产业落地方面，支持金额按照不超过已投入产业化费用30%的标准予以补助，奖补资金不超过1000万元。
同时，广东省下辖地市积极响应，广州、深圳、珠海、佛山、韶关、惠州、东莞、江门、湛江、茂名、肇庆、中山、汕尾、揭阳等14个地级以上市出台配套文件，结合本市产业基础及发展定位，研究出台实施方案及配套措施，全面贯彻落实省政府指导方针。
广州白云区：对新型储能制造业项目建设，按固投总额的10%给予扶持，单个项目最高补1亿元。用户侧按放电量补0.2元/kWh。
深圳市：对获批新型储能国家重点实验室、国家工程研究中心等给予最高不超过3000万元支持。
东莞市：对新型储能技术改造项目按设备购置额不超过20%给予支持，单个项目最高支持5000万元。
佛山市：新建成并网运营且装机规模1兆瓦以上的工商业侧电化学储能项目，按照储能装机容量给予项目业主事后奖补，单个项目奖补金额不超过50万元。
惠州市：纳入新型储能示范项目名单的项目，给予事后补助，单个项目最高奖补500万元。
*备注：各地市政策不一一列举，详情可登录CNESA DataLink全球储能数据库查询
完善市场机制
加速新型储能市场化应用
根据广东省电力市场机制建设现状，梳理不同类型储能电站的调用模式和盈利模式：
表1：广东省各类储能电站商业模式
资料来源：CNESA整理
进一步明确各类市场规则：
调频方面，补偿标准下降，针对独立储能引入影响系数，增强高性能项目竞争力；
现货方面，广东省独立储能项目均可以“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场；
商业模式方面，源网侧储能主要参与调频和现货市场，用户侧储能依托较大峰谷价差和补贴政策，盈利性较好。
表2：广东省新型储能参与电力市场机制
资料来源：CNESA整理
较高峰谷价差
加速广东用户侧储能发展
峰谷价差是决定用户侧储能经济性的关键要素，CNESA重点追踪了电网代购电一般工商业10kV单一制电价变化情况，通过对各地2023年最大峰谷价差的平均值统计，广东省（珠三角五市）最大峰谷价差位居全国首位，达到1.351元/kWh（同比增长7.3%），较高峰谷价差加速促进广东用户侧储能发展。
图5：2023年全国电网代购电平均最大峰谷价差情况（一般工商业10kV）
图6：2023年广东省（珠三角五市）最大峰谷价差情况（一般工商业10kV）
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
根据电网代购电截至2024年5月的价格信息，与去年同期相比，2024年全体工商业用户的平均电价水平稳中有降，最大峰谷价差也有所缩小，前五个月的最大峰谷价差的平均值由去年的1.35元/kWh降至1.33元/kWh。由于广东峰谷价差水平较高，尽管有小幅下降也不会过多影响盈利性。根据初步测算，珠三角五市用户侧储能2小时系统成本回收周期约4年左右。
图7：2023、2024年广东省（珠三角五市）最大峰谷价差对比（前5月）
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
总结
作为外向型经济大省，广东集中力量发展新型储能产业。
产业发展方面，广东具有良好的营商环境和丰富的创新资源，而生产成本较高、大市场波动等因素不同程度影响了企业发展，广东为此出台多项举措，鼓励科技创新，丰富技术路线，优化产业布局，加大补贴力度，加快海外布局等，为实现产业高质量发展保驾护航；
储能电站规划方面，广东省坚持统筹规划，推动新能源发电配建储能，拓宽火电联合储能应用，按照合理布局、按需建设的原则规范引导电网侧独立储能建设，大力支持工商业企业、产业园区配建用户侧储能。
市场机制方面，广东电力市场建设走在全国前列，广东电力现货市场全国首批进入了正式运行，创新建立“一体多用、分时复用”调度运营模式，通过市场引导新型储能精准匹配电网调节需求，实现了独立储能由计划调度向市场调度转变。考虑广东省电力系统整体调节能力相对充裕，电力现货市场形成的峰谷价差有限，辅助服务市场资金规模有限，容量租赁收益不稳定等问题，为此主管部门提出探索容量补偿机制，更好发挥储能在新型电力系统中的电量价值和容量价值。
用户侧储能方面，市场需求旺盛和峰谷价差较高，推动了广东用户侧储能的发展，但市场竞争激烈、开发成本递增，也促使用户侧储能开发商不断开拓新模式。用户侧储能通过负荷聚合商、虚拟电厂等模式参与电力市场和需求响应，可保障电网安全稳定运行，在做好用户侧管理的同时，还能提高项目盈利性。