2021年9月，十多個省份出臺了不同程度的限電措施，引爆點是煤炭價格嚴重偏離了電廠盈虧平衡點，煤電廠越發(fā)電，虧損越大。在“雙碳”目標驅(qū)動下，我國新能源裝機占比提升，增加了電網(wǎng)的波動性，各省調(diào)峰壓力增大。

我國“十三五”時期水電基地已開發(fā)和將開發(fā)的水電站中，裝機500萬千瓦以上水電站增量近乎為零，優(yōu)質(zhì)大水電具有較強的稀缺性，“十四五”后水電裝機規(guī)模將大幅降低。

據(jù)統(tǒng)計，2021年至今，全國24個省公布的“十四五”期間新增風電、光伏裝機超639GW。傳統(tǒng)能源增速下滑，為了保障長久供電可靠安全，必須構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。

新能源的大量接入，對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行造成了影響。根據(jù)國家電網(wǎng)預測，2035年，風、光裝機規(guī)模分別將達到7億、6.5億千瓦，全國風電、光伏日最大波動率預計分別達1.56億、4.16億千瓦，大大超出目前的電源調(diào)解能力，迫切需要重新構(gòu)建調(diào)峰體系和調(diào)度系統(tǒng)，以應對新能源5億千瓦左右的日功率波動的調(diào)節(jié)能力。

近年來，我國儲能發(fā)展進入窗口期，但儲新比依舊低于全球水平。據(jù)中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會統(tǒng)計，2020年，中國儲能裝機與新能源裝機比例為6.7%，除中國以外的其他國家和地區(qū)儲能裝機與新能源裝機比例為15.8%。我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展增速滯后于新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展進程。

國家層面從2021年起，陸續(xù)出臺了一系列綱領(lǐng)性文件，從頂層設(shè)計、市場機制、價格機制、調(diào)度機制等方面為新型儲能建設(shè)高速發(fā)展插上“翅膀”。

表 國家層面的新型儲能綱領(lǐng)性政策

在國家政策的引領(lǐng)下，各省陸續(xù)出臺相關(guān)政策實施細則，支撐新型儲能的規(guī)劃、建設(shè)、價格疏導、價值體現(xiàn)、聚合應用、調(diào)度管理、運營維護，探索具有經(jīng)濟型的新型儲能商業(yè)模式，加速儲能發(fā)展進度。

根據(jù)中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會統(tǒng)計，2022年1-5月，地方出臺儲能相關(guān)政策297項。主要可分為：供給端、需求端、補貼政策和市場機制四大類別。

1、供給端：圍繞各省十四五能源規(guī)劃，錨定新能源裝機規(guī)模，堅持集中式和分布式并重，推動交通、工業(yè)、建筑領(lǐng)域低碳化，大力發(fā)展新型儲能及拓展儲能聚合應用。

我國優(yōu)質(zhì)風光資源位于西部、北部地區(qū)，但電力消費主力在東南沿海(胡煥庸線以東占86.5%)，西北部地區(qū)政策主要圍繞風光大基地，2022年3月國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》，風光基地總裝機規(guī)模達455GW。

西北地區(qū)儲能相關(guān)政策主要圍繞國家新能源大基地建設(shè)目標，推進“源網(wǎng)荷儲一體化”項目，此外，西部地區(qū)鋰資源豐富，多省對于儲能電池產(chǎn)業(yè)布局出臺了明確規(guī)劃和支持政策。

此外，“東數(shù)西算”項目啟動以來，圍繞大數(shù)據(jù)中心節(jié)能以及安全需求，各省也提出了支持大數(shù)據(jù)中心配套建設(shè)儲能設(shè)施的發(fā)展規(guī)劃。

我國東部和南部區(qū)域，新能源資源稟賦差，除廣東、福建區(qū)域海上風電外，優(yōu)質(zhì)風光資源集中在云南地區(qū)，但云南地區(qū)地形復雜開發(fā)難度高，大力開發(fā)云南新能源會進一步惡化可再生能源消納現(xiàn)狀。

該區(qū)域政策主要是圍繞分布式儲能，儲能聚合應用，比如配套新能源車的儲充基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，以及關(guān)注儲能產(chǎn)業(yè)鏈，比如鋰電原材料、儲能鋰電池技術(shù)等。

2、需求端：發(fā)電側(cè)根據(jù)各省市的特殊情況，出臺新能源配置儲能的比例和小時數(shù);電網(wǎng)側(cè)重點突出分布式儲能的重要性，以及進一步明確輔助服務補償機制;用戶側(cè)出臺迎峰度夏保障供電相關(guān)政策，以及側(cè)重交通領(lǐng)域低碳化政策。

2021年起，為了促進新能源配置儲能、減少對電網(wǎng)的沖擊，各省市都陸續(xù)推出了相關(guān)政策文件，對儲能配置比例和充電小時數(shù)有一定要求，配置比例一般為10-20%，配置時長通常為2小時。但隨著電芯原材料價格高漲，電芯價格持續(xù)走高，強制配儲項目成本難以為繼，新能源企業(yè)配儲意愿很低。

部分省市已經(jīng)清晰地發(fā)現(xiàn)，由于各地資源、電力發(fā)展現(xiàn)狀等差異，一刀切式的強配儲能比例并不利于行業(yè)的健康持續(xù)發(fā)展，在原有的政策下，額外補充了建設(shè)儲能可以獲得補貼的政策，比如浙江義務就規(guī)定了在“十四五”期間以500萬元為補貼上限的政策。

構(gòu)建新型電力系統(tǒng)從技術(shù)層面來看，不僅需要依賴大電網(wǎng)結(jié)構(gòu)發(fā)展集中調(diào)度技術(shù)，也需要尊重新能源快速發(fā)展的事實和規(guī)律，配套建設(shè)分布式能源體系。2022年1-5月，已有河北省、浙江諸暨市、山東棗莊等多個省區(qū)或地市對分布式光伏提出配套建設(shè)儲能的要求。

3、補貼政策：2022年1-5月的補貼政策主要針對用戶側(cè)儲能以及新能源車及周邊產(chǎn)業(yè)鏈。

終端的電氣化率對于實現(xiàn)“雙碳”目標的貢獻率是20%，其中尤以交通和建筑領(lǐng)域影響最大。因此，廣西、云南、廣東深圳、海南、重慶、浙江、四川成都等省，都出臺了對于新能源車充電設(shè)置的專項補貼政策。

用戶側(cè)儲能的補貼已經(jīng)逐步落地到市，成都、蘇州等地，都出臺了用戶側(cè)儲能項目的補貼政策，比如，成都明確對于入選的儲能項目，年利用小時數(shù)不低于600小時的，按照儲能設(shè)施規(guī)模給予每千瓦每年230元，且單個項目最高不超過100萬元的資金補助，補助周期為連續(xù)3年。蘇州明確接入園區(qū)的用戶側(cè)儲能項目按照項目放電量補貼0.3元/千瓦時，補貼3年。

4、市場機制：配角變主角，新型儲能作為獨立儲能參與電力市場

新型儲能可以獨立或與其他市場主體聯(lián)合參與中長期、現(xiàn)貨等各類電力市場，進一步明確新型儲能獨立市場主體地位。

為了推動工商業(yè)用戶進入市場，通過市場化方式形成用電價格，明確拉大工商業(yè)用電高峰、低谷電價。

南方“兩個細則”修訂，大幅提高深度補償標準，有效激發(fā)火電靈活性改造積極性。明確市場化電力用戶按照“誰提供、誰獲利;誰收益、誰承擔”的原則進行補償和分攤，輔助服務費用具備向下游傳導的通道，有助于鼓勵新能源配儲能建設(shè)。

除了可操作性的電價政策外，國家層面的儲能關(guān)鍵政策已陸續(xù)出臺，地方層面圍繞著國家政策也陸續(xù)發(fā)布了具有當?shù)靥厣氖袌鰴C制或補貼政策。參照目前實現(xiàn)初步經(jīng)濟收益的商業(yè)模式，以及參考海外成熟市場的運營模式，應進一步根據(jù)各地的資源情況及電力消納特征，區(qū)別性制定地方性政策，疏導儲能成本，推進儲能產(chǎn)業(yè)長期健康發(fā)展。

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