文章核心观点 - 广东省新型储能产业在制造端扩张迅速，但本地化装机与消纳未能同步，呈现“高产能、低利用”现象 [2] - 产业政策侧重产能和规模投资的“推进”，而电力政策侧重运行效用与市场化收益的“拉动”，两者缺乏协同导致市场信号弱、收益不确定 [2] - 为实现高质量发展，需强化政策协同与绩效导向，激活本地消纳需求，推动储能从高速扩张向高质量发展转变 [2] 政策演进及重点分析 - 广东储能政策经历三个阶段：早期培育“立根基”（2022-2023年初）、《指导意见》出台后“拼规模”（2023年）、2024年前后进入“提质量”阶段，关注储能与电力系统深度融合 [4] - 产业发展逻辑由“单一制造”向“制造-场景-运营”闭环转型，通过发布应用场景机会清单等方式拓展需求端空间 [5][6] - 政策重心从“规划驱动”迈向“市场驱动”，完善市场交易规则，探索多元收益模式，使储能商业化运营更可行 [8][9] - 同时夯实安全底线，构建储能电站全生命周期规范管理体系 [10] 产业政策与电力政策的协同性问题 - 目标设定不协调：产业政策以规模扩张为核心，设2025年营收6000亿元、装机300万千瓦，2027年营收1万亿元、装机400万千瓦的目标；电力政策更侧重储能在系统中的实际价值创造 [12][13] - 推进节奏不一致：产业端政策迅速激活制造环节，2023年在建项目100个、总投资2290亿元；电力市场规则建设相对缓慢，导致储能项目投运后缺乏稳定收益环境 [15] - 关注指标差异：产业主管部门关注产能、投资额等硬件指标；电力运行部门更重视储能在系统中的实际贡献，导致“重建设、轻运营”倾向 [17] - 错位后果显现：2024年广东电力现货市场中，独立储能电站结算电费为-2138.5万元，综合价差为-0.0486元/千瓦时；2小时储能系统现货充放电价差仅为0.212元/千瓦时，低于内蒙古和山东 [16] 措施建议 - 建立基于电力系统实际价值的储能规划与评价体系，以电网调节需求为基础科学规划布局，将运行效能纳入考核 [20] - 健全政策协同与市场动态响应机制，扩大价差激励，优化分时及容量电价机制，鼓励共享储能等新型商业模式 [21] - 构建全生命周期指标融通与数据共享机制，建立统一信息管理平台，推动制造标准与电网要求对接，完善绿色金融评价体系 [22][23]