中國儲能網訊：當前，政策和市場環(huán)境是促進我國儲能產業(yè)發(fā)展的關鍵。在雙碳目標及進入“十四五”發(fā)展新階段的雙重背景下，儲能在未來我國能源體系建設中的關鍵地位越發(fā)突顯。
面對儲能商業(yè)化和規(guī)模化發(fā)展的迫切需求，國家相關主管部委和機關以及行業(yè)協(xié)會一直在努力協(xié)同積極引導儲能政策和市場環(huán)境的改善。
回顧即將過去的2021年，堪稱儲能政策大年。從國家到地方各層面出臺了與儲能相關的政策超200余項（文末附詳情表），涉及市場交易規(guī)則、電價機制、直接資金補貼及建設規(guī)劃等各方面。
「能見」通過對年度政策梳理發(fā)現，2021年對儲能產業(yè)影響深遠的主要有三彈重磅利好政策。
第一彈重磅利好是從國家層面首次提出裝機規(guī)模目標。7月23日，國家發(fā)展改革委、國家能源局正式聯(lián)合發(fā)布《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確到2025年，我國新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。
這一目標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)帶來巨大信心。
第二彈重磅利好是從國家層面明確要拉開峰谷價差。7月29日，國家發(fā)改委發(fā)布《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，合理確定峰谷電價價差。合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統(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；尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。
隨后，全國各地紛紛出臺相應政策，均在不同程度上拉大峰谷價差電價。近日，國家電網、南方電網公司陸續(xù)公布29省市區(qū)域2022年1月代理購電電價，而根據北極星儲能網統(tǒng)計分析，目前共有19省區(qū)的最大峰谷電價差超過0.7元/kWh。
眾所周知，峰谷價差套利是儲能產業(yè)最廣泛和最重要的商業(yè)模式，進一步拉大尖峰電價，無疑是對儲能產業(yè)發(fā)展起到至關重要的作用。
第三彈重磅利好是從國家層面要求新能源配儲能。2021年8月10日，國家發(fā)改委、國家能源局正式發(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》，要求超過電網企業(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，下同）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；超過電網企業(yè)保障性并網以外的規(guī)模初期按照15%的掛鉤比例購買調峰能力，鼓勵按照20%以上掛鉤比例購買。
此前新能源配儲能，都是由一些地方能源主管部門給出相應要求（一般要求配備5%-20%不等），但并非所有地方都強制上儲能。此次《通知》則將新能源配儲能上升到國家層面，成為全國性政策。
此外，一直反復被業(yè)內強調的將儲能列為市場主體也得以正式確認。12月24日，國家能源局正式發(fā)布《電力并網運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》，明確將電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪等新型儲能納入并網主體管理。并且鼓勵新型儲能、可調節(jié)負荷等并網主體參與電力輔助服務。
不過，雖然在多重利好加持下，我國儲能行業(yè)處于高速發(fā)展期，但仍有不少問題亟需解決。比如新能源企業(yè)自建儲能，加重企業(yè)經營負擔，如何調動企業(yè)積極性？儲能充放電量安排與新能源企業(yè)利益直接相關，如何監(jiān)管調度的公平性？現行峰、平、谷電價時段固定，難以反映真實的供需關系？對儲能的補貼僅限于少數地方層面，國家層面是否會出臺補貼政策等等。
總之，在“雙碳”國家戰(zhàn)略目標驅動下，儲能作為支撐新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備，其規(guī)?；l(fā)展已經成為必然。但截至目前，儲能設施的系統(tǒng)性成本與收益，以及相關受益主體尚未得到詳細且明晰的評估，成本也未疏導至受益主體，導致政策的有效性和可持續(xù)性仍存疑。
