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国家能源局“十四五”新型储能发展规划及地方补贴政策（2024—2025 最新要点）
一、国家顶层设计：目标、定位与路径
1. 核心文件
• 《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209 号）
• 《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（国能发科技〔2021〕46 号）
• 《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（2024 年 2 月）
2. 数量目标
• 2025 年：新型储能装机 ≥30 GW（≈3000 万千瓦），成本较 2020 年下降 ≥30%
• 2030 年：全面市场化，装机规模满足新型电力系统需求
3. 功能定位
• 明确为“支撑新型电力系统的重要调节资源”，可参与调峰、调频、黑启动、需求响应、现货交易
4. 技术路线
• 重点示范：百兆瓦级压缩空气、飞轮、火电抽汽蓄能、氢（氨）储能、热（冷）储能
• 攻关方向：高安全、长寿命、低成本电化学储能（磷酸铁锂、钠离子、固态电池等）
5. 市场机制
• 独立储能可作为“发、输、配、用”之外的第五类主体，平等参与中长期、现货、辅助服务市场
• 建立容量补偿、共享储能、云储能、虚拟电厂（VPP）等商业模式
二、地方补贴与试点政策（2024—2025 年执行）
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省份
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补贴/激励方式
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补贴标准与期限
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备注
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江苏
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用户侧储能补贴
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200–500 元/kWh·年，连续 3–5 年
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与需求响应叠加
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广东
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用户侧储能补贴
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200–500 元/kWh·年
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珠三角地区可再享峰谷套利
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浙江
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需求响应补贴
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最高 4 元/kW·次
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工商业储能“日两充两放”收益显著
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山东
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容量补偿+投资补贴
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容量补偿 0.3–0.7 元/kW·日；2024–2025 年投运项目一次性 600–1000 元/kW
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共享储能优先
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青海
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共享储能示范
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容量租赁费 150–200 元/kW·年，优先参与省内现货及辅助服务
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德令哈压缩空气、风光储一体化基地
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张家口示范区
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多能互补项目
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土地、并网、融资绿色通道
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风光储氢一体化示范项目
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山东海上光伏
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投资补贴
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2022–2025 年并网漂浮式项目：1000、800、600、400 元/kW 逐年退坡
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单年补贴规模上限 10–40 万千瓦
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三、项目落地流程（企业关注点）
1. 规划衔接：省级能源主管部门编制本地“十四五”储能专项规划，企业需在清单内选址。
2. 并网标准：执行《新型储能并网调度技术要求》，涉网试验一次性通过方可投运。
3. 收益模型：
• 电能量市场（现货价差）
• 辅助服务（调频、调峰、爬坡）
• 容量补偿（山东、广东已出台）
• 需求响应（浙江、江苏）
• 用户侧“储能+分布式光伏+充电桩”一体化收益（EMC、租赁模式）
四、2024—2025 年行动建议
1. 抢占“窗口期”：江苏、广东、浙江补贴将在 2025 年后退坡，今明两年为最佳投建期。
2. 技术选型：≥2 h 磷酸铁锂系统成本已降至 1.1–1.3 元/Wh，具备 3–5 年回收条件。
3. 商业模式：优先“共享储能+容量租赁”或“工商业储能+VPP”组合，锁定双重现金流。
4. 风险控制：关注并网验收、消防新规（GB/T 42288-2022）及地方容量补偿退坡节奏。
总之，“十四五”后半程，国家定规模、给规则，地方出钱、出场景；企业只要踩准“技术路线＋补贴节点＋市场化交易”三点，就能把政策红利变成现金流。
【本文标签】 “十四五"新型储能发展规划 国家能源局地方补贴政策
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