据统计，2023年1月全国共发布13项储能产业相关政策。其中，国家政策4项，地方政策9项。

国家政策层面：围绕“双碳”目标，制定“三步走”发展路径；鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场；电子产业要避免产能过剩、恶性竞争；探索推进“源网荷储”协同共治，加强储能安全监管。

地方政策层面：甘肃、山西明确电力辅助市场运营规则；四川、山西明确碳达峰发展路径；贵州“十四五”新型储能试点项目开始申报；西藏全力推进光伏配置长时储能技术；深圳重金补贴储能，支持产业发展。

国家政策

1、1月6日，国家能源局综合司发布关于公开征求《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》意见的通知。以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期(当前至2030年)、总体形成期(2030年至2045年)、巩固完善期(2045年至2060年)，有计划、分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。

2、1月10日，国家发改委发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，通知中提到，各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。

3、1月17日，工业和信息化部等六部门发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，意见要求引导太阳能光伏、储能技术及产品各环节均衡发展，避免产能过剩、恶性竞争。促进“光储端信”深度融合和创新应用，把握数字经济发展趋势和规律，加快推动新一代信息技术与新能源融合发展，积极培育新产品新业态新模式。

开发安全经济的新型储能电池。加强新型储能电池产业化技术攻关，推进先进储能技术及产品规模化应用。研究突破超长寿命高安全性电池体系、大规模大容量高效储能、交通工具移动储能等关键技术，加快研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池。

4、1月18日，国家能源局印发《2023年能源监管工作要点》，其中与储能相关监管要点主要体现在两个方面：

一是电力市场监管，进一步发挥电力市场机制作用。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模，不断缩小电网企业代理购电范围，推动更多工商业用户直接参与交易。加快推进辅助服务市场建设，建立电力辅助服务市场专项工作机制，研究制定电力辅助服务价格办法，建立健全用户参与的辅助服务分担共享机制，推动调频、备用等品种市场化，不断引导虚拟电厂、新型储能等新型主体参与系统调节。

二是储能安全监管，研究新型电力系统重大安全风险及管控措施，完善电网运行方式分析，探索推进“源网荷储”协同共治。不断提高电力工程施工现场安全管理水平，加强对火电、新能源、抽水蓄能、储能电站、重要输变电工程等项目“四不两直”督查检查，规范电力建设工程质量监督工作，着力防范遏制重大施工安全事故。

地方政策

5、1月5日，国家能源局甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》。

储能资源交易包括调峰容量市场交易和调频辅助服务市场交易。储能充电功率应在1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和AGC功能。

调峰容量市场交易，是指针对独立储能设施的投资建设成本，按调节容量（能力）进行竞价获取补偿的交易。

独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易，申报和补偿标准上限暂按300元/（MW·日）执行。

6、1月11日，四川省发展改革委、四川省能源局印发《四川省能源领域碳达峰实施方案》的通知，通知指出，加快建设新型电力系统。加强大容量电化学、压缩气体等新型储能技术攻关、示范和产业化应用，研发熔盐储能供热和发电、飞轮储能、高温相变材料储热等关键技术。开展百兆瓦级高原光储电站智能运维技术与应用示范。

7、1月12日，贵州省能源局发布《关于申报贵州省“十四五”新型储能试点项目的通知》。通知要求，新型储能项目应结合电源侧、电网侧、用户侧多元化需求开展建设，有效提升与源网荷储协调互动能力，保障新能源高效利用，提高电力系统灵活调节能力和安全保障能力。项目类型包括但不局限于电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等。本次报送新型储能示范项目将纳入贵州省“十四五”新型储能发展专项规划。申报单位需于2月20日前将申报情况及材料报送贵州省能源局新能源处。

8、1月12日，青海省发展改革委发布《青海省促进氢能产业发展的若干政策措施》《青海省氢能产业发展三年行动方案（2022-2025年）》《青海省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）》的通知。

《若干政策措施》中指出，风电、光伏发电配置制氢、储氢项目原则上等同于配置储能，制氢项目可优先消纳新能源市场化交易电量。支持氢储能参与调峰，调峰能力按调峰电量参与市场交易。

《中长期规划》中指出，在能源领域，将氢能作为重要储能手段，可开展风光氢储一体化示范。建立“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，提升氢储能发电全流程效率的方式方法，构建新型电力系统。

9、1月13日，国家能源局山西能源监管办发布关于征求《山西正备用辅助服务市场交易实施细则（征求意见稿）》意见的函。文件提出，备用市场主体包括省调直调的新型储能电站、虚拟电厂等。

备用容量申报价格最小单位为每小时1元/兆瓦，最低申报价格为每小时0元/兆瓦，最高申报价格为每小时20元/兆瓦；备用市场申报价格范围分五个时段确定；出清价格范围与申报价格范围保持一致。备用供应商可获得的备用补偿包括两部分，即备用中标容量补偿和富余发电容量补偿。

10、1月13日，国家能源局山西能监办正式印发《山西独立储能电站并网运行管理实施细则（试行）》。细则中提到，独立储能电站是指以独立法人主体身份、不受接入位置限制，直接与电力调度机构签订并网调度协议、参与电力市场交易的储能电站。新能源配套储能、用户侧储能和其他电源侧储能等满足独立并网运行技术条件的，可自愿申请转为独立储能电站。文件还要求，独立储能电站应严格遵守电力调度规程及规定，承担维护电力系统安全稳定运行和电力可靠供应的义务。

11、1月16日，中共山西省委、山西省人民政府发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念切实做好碳达峰碳中和工作的实施意见》，意见提出，积极发展抽水蓄能和新型储能。发挥山西多山地丘陵的地形优势，将抽水蓄能作为构建新型电力系统的重要基础和主攻方向，加快浑源、垣曲等抽水蓄能电站建设，“十四五”期间,争取开工10个以上抽水蓄能项目，加快储能规模化应用，推进电化学、压缩空气等新型储能试点示范，加强储能电站安全管理，力争2025年形成基本与新能源装机相适应的1000万千瓦储能容量。

12、1月16日，西藏发展改革委印发《关于促进西藏自治区光伏产业高质量发展的意见》，文件要求配置储能不低于项目装机容量的20%、4小时，且在竞配评分细则中，储能时长每增加1小时、增加1分。

西藏自治区光伏发电项目竞争性配置评分细则中，储能配置方案占10分，新建储能容量按光伏备案容量的20%，储能时长4小时配置的得5分；在此基础上储能时长每增加1小时，增加1分，直至满分。此外在创新方面，开展储能、制氢、智慧能源技术等新能源技术研发，参与国家或行业标准的制定，在新能源技术研发、标准等方面进行评分，最高得3分。

13、1月19日，深圳市发展改革委发布《深圳市支持电化学储能产业加快发展的若干措施（征求意见稿）》。对先进的储能示范项目给予财政资金支持，项目最高支持力度不超过1000万元。

本措施重点支持面向锂离子电池、钠离子电池、镁离子电池、液流电池等先进电化学储能技术路线的原材料、元器件（IGBT、MOSFET、DSP等芯片）、工艺装备、电芯模组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、变流器（PCS）、系统集成（安全预警与状态估计、高效灭火及防复燃等）、建设运营（电源侧储能、电网侧储能、数据中心备用电源、5G基站备用电源、户用储能等）、市场服务（虚拟电厂、共享储能、储能大数据等）、电池回收与综合利用（梯次利用、再生利用）等重点领域链条。

14、1月20日，重庆两江新区管委会印发《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》，意味着又一地区储能补贴政策开始实施。

两江新区政策提出，对于备案且建成投运的用户侧储能、分布式光储、充换储一体化等项目，时长不低于2小时的，按照储能设施装机规模给予200元/千瓦时的补助，单个项目的补助最高不超过500万元。（较此前征求意见稿，参与电网调度的独立储能项目不享受该补贴，而将按“一事一议”给予扶持。）

此外，用户侧储能项目参与削峰填谷需求响应还可享受补贴，补贴标准为：尖峰负荷削减量×10元/千瓦/次×重庆市全年电力需求侧响应次数。而且配置储能的用户企业，在有序用电中可享受“免于实施或靠后实施”的优待。