10月储能政策月报 | 政策驱动：储能市场顺势而上

近期（2021年6-10月）储能政策频繁出台，从国家到地方与储能相关的直接政策、间接政策约有90项发布或征求意见，涉及安全、管理、电价以及各个应用领域，对储能项目的收益及市场拓展影响深远，储能成为市场关注的焦点。中关村储能产业技术联盟通过对近期储能政策梳理，进行分析与解读，希望与业界同仁共同探讨与交流。

勾画蓝图，布局谋篇挈领

10月，国家发布了《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》两份重磅文件，明确将推动新型储能发展作为加快构建清洁低碳安全高效能源体系、建设新型电力系统的重要布局和主要工作之一。并在国务院文件中首次明确了到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上的总体目标，在“十四五”时期我国储能产业将至少实现10倍以上的增长。

为推进储能规模化发展，国家能源局近期出台了4项与储能相关的直接政策，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了“十四五”、“十五五”时期我国新型储能发展的方向，部署了储能在技术发展、各领域应用的主要任务。《新型储能项目管理规范（暂行）》、《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》两份文件，规范了储能全流程管理要求，明确“无歧视”并网，对国家各相关管理部门的安全职责进行了梳理和划分，明确各环节消防安全的管理与责任。《电化学储能电站并网调度协议（示范文本）（征求意见稿）》由国家能源局与市场监管总局联合发布，首次针对新型电化学储能电站形成并网调度协议文本，破除了储能参与市场交易，并网调度无据可依的状态。

在储能产业高速发展的初期，国家政策及时出台，为储能产业进行顶层设计，通过规范化管理为储能规模发展、高质量发展保驾护航，通过明确无歧视并网、形成并网调度协议规范文本，打通储能市场交易的最后一公里。上述政策的出台，与国家“双碳”战略部署相呼应，为储能在“十四五”时期实现安全、优质、规模化发展奠定基础。

可再生能源配置储能规划最大，收益难题仍待破解

2021年5月国家能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，首次将新型储能作为市场化落实并网条件之一；2021年8月，国家发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，首次在国家层面明确配建储能的比例，由发电企业通过市场化方式配置调峰和储能资源，相当于在过渡阶段建立一个调节资源的市场。

据中关村储能产业技术联盟全球数据库统计，截止到今年6月底，新型储能的累计装机规模为3571.4MW/7683.0MWh，新增装机规模为302.2MW/623.3MWh，同比增长95%，其中可再生能源侧储能的新增装机占比最大为52%。据中关村储能产业技术联盟梳理，截止到今年10月，已有15个省份明确2021年或“十四五”时期，风电、光伏发电规模合计约199.5GW，按已公布的各省配置比例测算，储能规划约为21.7GW/43.4GWh（详见附表1）。

要求新建可再生能源配置储能等调峰资源，是在构建以新能源为主体的新型电力系统的背景下提出的，也是在光伏、风电逐步实现平价上网的趋势下进行综合考虑，在现阶段确实影响了发电企业的部分收益，但是将可再生能源作为常规能源进行规划、管理、考核是大势所趋，也是未来可再生能源作为主体能源所必然要承担的责任。配置储能可以为新能源场站提供调峰、一次调频、二次调频、调压、调相、惯量、爬坡等服务，减少新能源场站的考核，通过参与辅助服务市场获取收益。

可再生能源场站无论是自建或者购买储能等调峰资源，最终还是需要通过市场去疏导其成本，这需要建立有效地市场机制，更需要形成合理的成本传导机制，去化解总是在发电企业之间平衡的内卷，去改变储能作为优质的调节资源，却总被视为挤占利益的尴尬身份。

完善分时电价，让用户侧储能迎来勃勃生机

2021年7月国家发改委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，制定了峰谷电价价差原则上不低于4:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于20%的原则。10月，由于煤价的快速上涨，各地用电紧张，拉闸限电频发，国家发改委出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤交易电价上下浮动原则上不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制的原则，并要求有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。

随着国家政策的推动以及供电紧张的压力，目前已有14个省份出台了完善分时电价的相关政策，通过拉大峰谷价差、优化峰谷时段来调节用电负荷。根据中关村储能产业技术联盟的测算，若用户侧储能系统一天两充两放，峰谷价差在0.6元以上，可以基本实现盈亏平衡（详见附表2）。

同时，为应对夏、冬两季的电力紧张，各地政策也越发重视对需求响应、虚拟电厂、可调负荷等资源的整合与支持。如安徽出台的《关于试行季节性尖峰电价和需求响应电价的通知（征求意见稿）》，制定了分钟、秒级的需求响应补偿标准，并提出对可调容量进行补贴，结合安徽的分时电价政策，用户侧储能的收益相对客观。

此外，一些县市、园区也开始对储能进行资金补贴，作为缓解当地供电紧张、园区招商的手段。如义乌市政策，对接受电网统调储能电站给予0.25元的补贴+储能系统容量置换+需求响应电量及容量的补贴+峰谷差套利，用户侧储能可以实现多重收益，具备可观的经济性。

广东肇庆高新区对安装储能的企业给予150元/KW,最高100万元的补贴，储能负荷可以冲抵工厂错时用电的指标，与光伏相结合可以获得更多的用电时间。

综上，在各类政策的推动下，用户侧储能可以推广应用的区域进一步扩大，用户侧储能的多重价值得以认可，在市场的推动下，我们始终认为用户侧储能是最有效、最经济的调节手段之一，并将创造出更多元的商业模式。

储能步入辅助服务市场“正途”，地方市场尚需推进

2021年8月，国家能源局公开征求《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》的意见，俗称新版“两个细则”，正式将新型储能作为市场主体，纳入到国家并网运行管理及辅助服务管理中。新增转动惯量、爬坡、调相、稳控切机、快速切负荷等辅助服务品种，以进一步支撑新能源接入和消纳，提升电力系统可靠性和电能质量。同时推动建立用户参与的分担共享机制，疏导电力系统运行日益增加的辅助服务费用。新版“两个细则”的修订，开启了我国辅助服务市场新构架，后续各地将按照国家的总体思路和原则，因地制宜制定各区域辅助服务政策，这将推动新一轮辅助服务市场的改革和建设。

而在目前燃煤电价大幅上涨，电力供应紧张，调峰资源不足的情况下，一些区域的辅助服务市场加大对灵活性改造的火电机组予以政策支持和价格补贴。如今年9月出台的，《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)》，将调频上限调整为8元/MW的同时，在调频补偿费用计算公式中增加了AGC辅助服务贡献值，其中直调公用火电机组贡献值为1，储能为0.1，若储能与火电机组同时参与出清，差值为10倍，储能参与调频将更无利可图。

10月出台的《华北电力调峰容量市场运营规则（暂行）》的通知，明确电网侧、常规电源侧、用户侧等储能项目暂不参与调峰容量市场。新能源场站内的储能优先场内消纳，其储能装置单独作为市场主体参与调峰市场，不能参与容量市场，但是可以减少容量费用的分摊。从费用分摊公式来看，新能源场站将分摊更多比例的调峰容量费用。

上述两项政策，我们充分理解其政策出台的背景，在目前能源供给形势紧张，市场关系复杂的情境下，政策制定方是综合考虑后出台的。然而，我们仍要呼吁，在可再生能源按比例配置储能，国家支持规模化发展储能，鼓励独立储能、共享储能建设的背景下，还应统筹考虑可再生能源、火电、储能等各主体在构建新型电力系统中的作用和意义。在过渡阶段或通过政策将储能排除在市场之外，或通过设置系数降低储能的市场竞争力，不应是市场运行的长久之计，需要各市场主体共同参与，共同推进公平、长效的市场机制建立。

附表1：2021年各地光伏、风电配置储能政策

附表2：2021年各地分时电价相关政策

注：本表峰谷电价差的计算以一般工商业10kv单一制电价为准，单位：元/kwh。