中國儲能網訊：隨著我國“雙碳”目標的有序推進，百兆瓦級儲能電站也拉開了大規(guī)模開工建設的帷幕，除江蘇、河南、湖南等地已建成的百兆瓦級儲能電站外，山西大同、朔州等地的300兆瓦/600兆瓦時、400兆瓦/800兆瓦時獨立儲能電站，山東5個100兆瓦/200兆瓦時共享儲能電站也如雨后春筍般相繼破土動工。與之配套的落地政策也接踵而至，既有儲能可獨立參與調峰、調頻的合法身份，又有儲能設施利用小時數(shù)不低于540小時的最低保障；既有允許發(fā)電企業(yè)可以投資建設新能源配套送出工程，又有同一企業(yè)集團儲能設施可視為本集團新能源配置儲能容量；既有峰谷電價價差原則上不低于4:1，又有全國碳排放權交易市場的開放，諸如之類的利好政策不勝枚舉，為百兆瓦級儲能電站的普及推廣奠定了堅實的基礎。
發(fā)展儲能經濟是我國電力行業(yè)發(fā)展一項重大戰(zhàn)略，儲能對于促進能源轉型方面起著至關重要的作用，“十四五”時期，我國已開啟全面建設社會主義現(xiàn)代化國家新征程，為實現(xiàn)碳達峰、碳中和這一目標，必須利用儲能進行能源消納，國內出臺相應政策，將發(fā)展新型儲能作為提升能源電力系統(tǒng)調節(jié)能力、綜合效率和安全保障能力的重要一環(huán)。國家對儲能行業(yè)的發(fā)展愈來愈重視，經過十幾年的發(fā)展，儲能進入較為成熟階段，呈現(xiàn)出爆發(fā)式增長趨勢，儲能大規(guī)模發(fā)展的時代到來。
一、國家發(fā)布的儲能政策
今年以來，我國又提出構建新型電力系統(tǒng)的發(fā)展戰(zhàn)略，國家儲能相關政策密集出臺。為保證儲能的充分利用，規(guī)定了原則上每年調用完全充放電次數(shù)不低于250次。國家針對新型儲能產業(yè)打出重磅利好政策，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，從國家層面提出裝機規(guī)模目標：預計到2025年，新型儲能裝機規(guī)模達到3000萬千瓦以上，接近當前新型儲能裝機規(guī)模的10倍，該發(fā)展前景和市場規(guī)模給行業(yè)帶來了巨大信心，促進新型儲能全面市場化發(fā)展，為支撐碳達峰、碳中和目標留出充分的預期空間。
2021年8月國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關于進一步完善分時電價機制的通知》要求進一步完善峰谷電價機制，合理確定峰谷電價差。規(guī)定系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。對于尖峰電價，也有尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%的規(guī)定。峰谷價差套利作為目前儲能產業(yè)最廣泛最重要的商業(yè)模式，進一步拉大尖峰電價，無疑對儲能產業(yè)發(fā)展起到至關重要的作用。
除此之外，為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調峰資源建設，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》，鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或者購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電裝機并網規(guī)模。在配比要求方面規(guī)定，超過電網企業(yè)保障性并網以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網，進一步規(guī)范了對儲能的利用。
在國家能源轉型大的戰(zhàn)略背景下，我國的電力結構發(fā)生了重大變化，隨著可再生能源占比的不斷提高，系統(tǒng)對于輔助服務的需求也在迅速增加。近年國家層面及各地方也不斷出臺輔助服務領域的相關政策，推動市場的改革與建設，輔助服務系統(tǒng)對于促進新能源并網，構建新型電力系統(tǒng)起著至關重要的作用。2021年2月，國家能源局印發(fā)《2021年能源監(jiān)管工作要點》，更強調要加強現(xiàn)貨市場、輔助服務市場的銜接，規(guī)范中長期交易機制，全面深化電力輔助服務市場。而隨后發(fā)布的《發(fā)電廠并網運行管理規(guī)定》《并網發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》，對川渝省間的輔助服務市場建設工作給出了具體的指導，補充了儲能、虛擬電廠等輔助服務類型，推動合理建立電力用戶參與輔助服務的費用分擔共享機制。8月31日，國家能源局公開征求對《并網主體并網運行管理規(guī)定》《電力系統(tǒng)輔助服務管理辦法》意見，文件稱本規(guī)定適用于省級及以上電力調度機構直接調度的火電、水電、核電、風電、光伏發(fā)電、抽水蓄能、新型儲能等并網主體。電力輔助服務提供主體包括火電、光伏發(fā)電、風電、水電、核電、抽水蓄能、新型儲能等以及能夠響應調度指令的用戶可調節(jié)負荷（包括通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合的可調節(jié)負荷）等并網主體。通過對儲能參與輔助服務市場政策匯總可以看出，“按效果付費”的設計思路逐步推廣、新能源發(fā)電納入到考核范圍、提供服務的主體多元化發(fā)展等政策思路正通過試點不斷完善，同時允許可跨省聚合資源的區(qū)域性聚合商以分省聚合資源的方式參與市場。并且為確保市場運行平穩(wěn)有序，初期對新型市場主體市場申報價格設立限價，省間調峰輔助服務報價不低于120元/兆瓦時。國家密集出臺相關政策支撐輔助服務系統(tǒng)發(fā)展，合理制定輔助服務系統(tǒng)調度機制，為實現(xiàn)“3060”目標做好基礎工作。
表1 2021年儲能政策匯總
二、地方出臺的儲能規(guī)范政策
在此番利好政策引導下，一些地方也出臺相應政策對儲能進行規(guī)范。在電改方面，根據(jù)7月26日，國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關于進一步完善分時電價的通知》，將現(xiàn)行分時電價機制作了進一步完善，各地也紛紛出臺相應政策，進一步細化電價，完善電價機制，均在不同程度上拉大峰谷價差電價，優(yōu)化時段劃分，部分省市建立尖峰電價機制進一步拉大峰谷價差。新的分時電價機制，進行了更科學細致的時段劃分，把一天分成尖峰、高峰、平段、深谷、低谷、平段等多個時段，為引導用戶錯峰用電，設置用電高峰期較低谷期電價相差3～4倍。拉大峰谷電價差，從而保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，提升系統(tǒng)整體利用效率、降低社會總體用電成本。據(jù)統(tǒng)計，各地夏季最熱、冬季最冷時段的全年累計時間普遍低于60個小時，但對應的尖峰電力需求可較平時高出1億千瓦以上，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行面臨更大挑戰(zhàn)，去年以來部分地方已不得不實施有序用電。優(yōu)化峰谷電價機制、出臺尖峰電價機制，有利于充分發(fā)揮電價信號作用，引導用戶錯峰用電，盡可能少地啟動有序用電，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，降低社會總體用電成本。為抽水蓄能、新型儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間，這對促進風電、光伏發(fā)電等新能源加快發(fā)展、有效消納，著眼中長期實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標具有積極意義。
除此之外，更有多項地方性儲能政策相繼發(fā)布。安徽省發(fā)展改革委印發(fā)《安徽省電力供應保障三年行動方案（2022—2024）》，文件提出，要結合全省集中式新能源項目布局，積極推動全省電化學儲能建設，鼓勵電網側儲能項目建設，提高系統(tǒng)調節(jié)能力，要積極推動靈活性電源建設，新增電力頂峰能力400萬千瓦，其中：應急備用電源120萬千瓦、氣電160萬千瓦、儲能120萬千瓦。青海省人民政府和國家能源局聯(lián)合印發(fā)《青海打造國家清潔能源產業(yè)高地行動方案》，到2030年，全面建成以清潔能源為主體的新型電力系統(tǒng)，基本建成零碳電網，該方案還明確，從推進儲能工廠、抽水蓄能建設，發(fā)展新型儲能、建設儲能發(fā)展先行示范區(qū)等方面加大工作力度，打造多元協(xié)同高效儲能體系。安徽省經濟和信息化廳、安徽省發(fā)展改革委、安徽省住房和城鄉(xiāng)建設廳、安徽省能源局共同印發(fā)《安徽省光伏產業(yè)發(fā)展行動計劃（2021-2023年）》的通知，通知要求，加強儲能電池產品布局，推動光儲一體化發(fā)展；加大系統(tǒng)解決方案開發(fā)，形成儲能系統(tǒng)輔助光伏并網、電力調頻調峰、需求側響應、微電網等多種系統(tǒng)解決方案，多項利好政策促進儲能行業(yè)發(fā)展，這些政策從多個方位出發(fā)，積極調動社會各方力量，有序推進新能源發(fā)展。
7月14日，寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委發(fā)布《關于加快促進儲能健康有序發(fā)展的通知》，明確配置原則：新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長2小時以上，從2021年起，原則上新核準/備案項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在2022年12月底前完成儲能設施投運，對于達到以上要求的儲能項目，支持參與電力輔助服務市場。該項政策為儲能行業(yè)的發(fā)展創(chuàng)造有利條件。湖北省能源局印發(fā)《2021年平價新能源項目開發(fā)有關事項的通知》，提出將優(yōu)先支持源網荷儲和多能互補百萬千瓦基地等新能源項目建設，對于可配置規(guī)模小于基地規(guī)模（1吉瓦）的按照容量的10%、2小時以上、充放電6000次以上的標準配置儲能。山西省要求，首批試點示范項目儲能規(guī)?？偭?0萬～100萬千瓦。其中，獨立儲能單體項目額定功率不低于1萬千瓦，參與調峰的項目額定功率下連續(xù)充放電時間原則上不低于2小時，參與調頻的項目額定功率下連續(xù)充放電時間原則上不低于15分鐘。其他形式儲能電站，按照“一事一議”原則確定等等相關政策，推動儲能發(fā)展，表2為各省份對儲能比例、充電時間要求的匯總表。
表2 各省份對儲能比例、充電時間要求匯總
目前，國內儲能行業(yè)處于高速發(fā)展期，仍有不少問題亟需解決。比如儲能大規(guī)模發(fā)展的同時，也暴露出了市場的發(fā)展與政策規(guī)劃不匹配，頂層設計考慮不足的問題；儲能成本過高、大規(guī)模用起來艱難的窘境，電力系統(tǒng)為保障可再生能源消納而產生的輔助服務成本過高；發(fā)電側新能源配置儲能還存在利用率和經濟性等問題。對此本文給出以下幾點建議：強化標準的引領和支撐作用，修改對頂層設計機制上的不足，強化其指導作用；提升儲能技術，降低系統(tǒng)支撐成本，不斷在技術曲線積累、商業(yè)價值實踐上進行突破；完善儲能項目準入及評價標準，對不同場景下儲能的應用進行進一步細分；進一步完善儲能產業(yè)創(chuàng)新鼓勵目錄和應用補貼目錄。
三、小結
綜上，為完成我國“雙碳”目標，國電投集團、國家能源集團、華能集團、大唐集團等均給出了碳達峰的具體時間節(jié)點和新能源裝機目標，儲能作為新能源并網的前置條件，其重要性日益凸顯，已有18個省市先后出臺了鼓勵或要求新能源配儲能的相關政策文件；23個省市給出了整縣制推進光伏的具體實施政策。山東、山西、青海、福建等省相繼給出了吉瓦級儲能電站的建設規(guī)劃，隨著我國政策紅利的逐步釋放，可以預計，在不久的將來，儲能萬億市場必將催生新型儲能技術的不斷涌現(xiàn)。
