中國儲能網(wǎng)訊：“雙碳”目標(biāo)下，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)是必然趨勢，也是一項長期的任務(wù)。近年來，我國把促進新能源和清潔能源發(fā)展放在更加突出的位置，2023年3月，我國非化石能源發(fā)電裝機容量首次超過50%，儲能作為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，對改善新能源電源的系統(tǒng)友好性、改善負(fù)荷需求特性、推動新能源大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展起著關(guān)鍵作用。根據(jù)2023年3月國家電化學(xué)儲能電站安全監(jiān)測信息平臺發(fā)布的《2022年度電化學(xué)儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》1（以下簡稱“中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)”）報告，2022年電化學(xué)儲能電站平均運行系數(shù)為0.17（相當(dāng)于平均每天運行4.15h、年平均運行1516h）、平均利用系數(shù)為0.09（相當(dāng)于平均每天利用2.27h、年平均利用829h），電化學(xué)儲能電站發(fā)展呈現(xiàn)出蓄勢待發(fā)的態(tài)勢。受政策以及市場化機制的影響，截至2022年年底，我國電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能累計投運總能量占比分別為48.40%、38.72%、12.88%，不同應(yīng)用場景的電化學(xué)儲能發(fā)展差異較大，本文將主要針對用戶側(cè)儲能發(fā)展情況展開詳細(xì)分析。
用戶側(cè)儲能通常是指在不同的用戶用電場景下，根據(jù)用戶的訴求，以降低用戶的用電成本、減少停電限電損失等為目的建設(shè)的儲能電站。常見的用戶側(cè)儲能應(yīng)用場景包括工商業(yè)配儲（包括產(chǎn)業(yè)園等）、備用電源（包括海島、校園、醫(yī)院等）等。中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，截至2022年年底，用戶側(cè)儲能電站在建34座、裝機0.12GW/0.23GWh，累計投運131座、裝機0.48GW/1.81GWh，累計投運總能量同比增長49%2，其中工商業(yè)、備用電源累計投運總能量，在用戶側(cè)儲能電站累計投運總能量中占比分別為49.61%、48.06%，用戶側(cè)儲能應(yīng)用主要場景對比詳見表1。
表1 用戶側(cè)儲能應(yīng)用主要場景對比
工商業(yè)配儲
備用電源
建設(shè)地點
大工業(yè)和一般工商業(yè)用戶的場地內(nèi)，包括工廠、產(chǎn)業(yè)園等
有潛在應(yīng)急用電需求的用戶場地，包括海島、校園、醫(yī)院等
主要作用
降低電量電費成本/降低容量電費的用電成本
保障生產(chǎn)生活應(yīng)急用電需求/降低停電限電造成的損失
收益方式
峰谷電價套利/參與需求響應(yīng)收益/參與輔助服務(wù)收益等
減少因停電限電造成損失變相獲得的收益
一、工商業(yè)配儲
（一）工商業(yè)配儲規(guī)模
截至2022年年底，工商業(yè)配儲電站在建30座、裝機0.11GW/0.2GWh，累計投運81座、裝機0.28GW/0.9GWh，累計投運總能量同比增長136.79%。峰谷電價差是工商業(yè)配儲的主要盈利模式，峰谷電價差較大省份江蘇、浙江、廣東、安徽的工商業(yè)配儲裝機較高，占工商業(yè)配儲總能量的92.33%。2022年，工商業(yè)配儲平均運行系數(shù)0.49（相當(dāng)于平均每天運行11.78h、年平均運行4297h）、平均利用系數(shù)0.3（相當(dāng)于平均每天利用7.28h、年平均利用2658h），工商業(yè)配儲電站運行情況優(yōu)于電化學(xué)儲能電站的平均水平（2022年電化學(xué)儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。
（二）工商業(yè)配儲相關(guān)政策
近年來，全國已有超過20個省份發(fā)布了工商業(yè)配儲相關(guān)的支持政策，主要聚焦在投資建設(shè)（投資補貼、容量補貼等）以及電站發(fā)展運營（輔助服務(wù)、需求響應(yīng)、放電補貼等）等方面，各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）發(fā)布的工商業(yè)配儲相關(guān)政策及裝機量情況詳見表2。
表2 工商業(yè)配儲政策及裝機情況3
序號
?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）
政策名稱
政策聚焦
發(fā)展情況
1
浙江
1.《溫州市關(guān)于推動新能源高質(zhì)量發(fā)展的若干政策（征求意見稿）》
2.《舟山市普陀區(qū)清潔能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展專項資金實施管理辦法》
3.《杭州市蕭山區(qū)電力保供三年行動方案（2022—2024）》
4.《永康市整市屋頂分布式光伏開發(fā)試點實施方案》
5.《關(guān)于加快推動婺城區(qū)新型儲能發(fā)展的實施》
6.《海鹽縣貫徹承接落實方案（征求意見稿）》
7.《海寧市發(fā)展和改革局關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見（征求意見稿）》
投資建設(shè)
在建14座、裝機16.50MW/32.32MWh；
累計投運31座、裝機71.79MW/259.66MWh
8.《推動源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展和加快區(qū)域光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的實施細(xì)則》
9.《關(guān)于進一步推進制造業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干政策》
10.《平陽縣推動制造業(yè)跨越式高質(zhì)量發(fā)展扶持辦法》
11.《浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）（征求意見稿）》
發(fā)展運營
2
江蘇
1.《關(guān)于無錫高新區(qū)（新吳區(qū)）關(guān)于節(jié)能降碳綠色發(fā)展的政策意見》
投資建設(shè)
在建1座、裝機1MW/3.35MWh；
累計投運23座、裝機87.2MW/330.09MWh
2.《推進新能源之都建設(shè)政策措施》
3.《江蘇電力輔助服務(wù)（調(diào)峰）市場啟停交易補充規(guī)則》
4.《江蘇省電力需求響應(yīng)實施細(xì)則（修訂版）》征求意見稿》
5.《蘇州市吳江區(qū)分布式光伏規(guī)模化開發(fā)實施方案》
發(fā)展運營
3
上海
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/
累計投運4座、裝機16.57MW/48.81MWh
4
湖北
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在建7座、裝機65MW/130MWh
5
廣東
1.《廣東省市場化需求響應(yīng)實施細(xì)則（試行）》
2.《深圳市關(guān)于促進綠色低碳產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干措施（征求意見稿）》
3.《深圳市福田區(qū)支持戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來產(chǎn)業(yè)集群發(fā)展若干措施》
發(fā)展運營
在建1座、裝機0.63MW/1.26MWh；
累計投運17座、裝機80.65MW/168.31MWh
4.《肇慶高新區(qū)節(jié)約用電支持制造業(yè)發(fā)展補貼資金申報指南》
5.《關(guān)于進一步明確申報光伏發(fā)電、儲能和冰蓄冷項目補貼有關(guān)事項的通知》
6.《東城街道推動經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展若干政策（征求意見稿）》
投資建設(shè)
6
安徽
1.《合肥市進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展若干政策實施細(xì)則》
2.《蕪湖市人民政府關(guān)于加快光伏發(fā)電推廣應(yīng)用的實施意見》
3.《蚌埠市光伏建筑應(yīng)用試點城市專項資金使用管理辦法》
4.《安徽電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》
發(fā)展運營
在建1座、裝機6MW/3.6MWh；
累計投運1座、裝機9MW/72MWh
5.《安徽省電力需求響應(yīng)實施方案（試行）》
需求響應(yīng)
7
內(nèi)蒙古
《內(nèi)蒙古自治區(qū)蒙東電網(wǎng)電力市場化需求側(cè)響應(yīng)實施細(xì)則》
發(fā)展運營
在建1座、裝機7.82MW/11.187MWh
8
河北
《關(guān)于征求第三方獨立主體參與河北南網(wǎng)電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場方案與規(guī)則意見的函》
發(fā)展運營
在建1座、裝機6MW/7.5MWh
9
四川
《成都市發(fā)展和改革委員會關(guān)于申報2022年生態(tài)文明建設(shè)儲能領(lǐng)域市級預(yù)算內(nèi)基本建設(shè)投資項目的通知》
投資建設(shè)
在建3座、裝機6.32MW/6.32MWh；
累計投運1座、裝機6.9MW/6.9MWh
10
重慶
1.《關(guān)于開展2022年銅梁區(qū)光儲一體化示范項目申報工作的通知（征求意見稿）》
2.《重慶兩江新區(qū)支持新型儲能發(fā)展專項政策》
投資建設(shè)
累計投運3座、裝機2.71MW/5.28MWh
3.《2022年重慶電網(wǎng)需求響應(yīng)實施方案（試行）》
發(fā)展運營
11
北京
《關(guān)于公開征集朝陽區(qū)2022年節(jié)能減碳項目的通知》
投資建設(shè)
累計投運1座、裝機2MW/8MWh
12
山西
1.《太原市招商引資支持新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展措施》
投資建設(shè)
在建1座、裝機0.5MW/1.6MWh
2.《山西獨立儲能和用戶可控負(fù)荷參與電力調(diào)峰市場交易實施細(xì)則（試行）》
發(fā)展運營
13
天津
《天津濱海高新區(qū)促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展辦法》
發(fā)展運營
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14
貴州
1.《貴州電力調(diào)峰和黑啟動輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（征求意見稿）》
2.《貴州省電力需求響應(yīng)實施方案（試行）》
發(fā)展運營
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15
甘肅
1.《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則》（2020年修訂版）
2.《甘肅電力需求響應(yīng)市場實施方案》
發(fā)展運營
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16
福建
1.《福建省電力調(diào)峰輔助服務(wù)交易規(guī)則（試行）（2020年修訂版）》
2.《福建省電力需求響應(yīng)實施方案（試行）》
發(fā)展運營
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17
寧夏
1.《寧夏電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》
2.《寧夏回族自治區(qū)電力需求響應(yīng)管理辦法》
發(fā)展運營
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18
青海
《青海省關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》
發(fā)展運營
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19
山東
1.《2022年全省迎峰度夏有序用電方案》
2.《2022年全省迎峰度夏有序用電用戶輪停方案》
3.《2022年全省電力可中斷負(fù)荷需求響應(yīng)工作方案》
發(fā)展運營
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20
廣西
《廣西電力市場化需求響應(yīng)實施方案》
發(fā)展運營
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21
云南
《2023年云南省電力需求響應(yīng)方案》
發(fā)展運營
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22
陜西
《2021年陜西省電力需求響應(yīng)工作方案》
發(fā)展運營
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23
湖南
《〈關(guān)于支持先進儲能材料產(chǎn)業(yè)做大做強的實施意見〉實施細(xì)則》
發(fā)展運營
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已發(fā)布的相關(guān)政策可以歸納為以下幾個方面：
一是峰谷電價差逐步擴大。參照2023年5月各地電網(wǎng)代理購電價格，最大峰谷電價差超過0.7元/kWh的省份有17個（目前電化學(xué)儲能度電成本約為0.6~0.7元/kWh，當(dāng)峰谷電價差超過度電成本時工商業(yè)儲能投資才可實現(xiàn)盈利），部分省份設(shè)置了兩個高峰時段，越來越多省份的工商業(yè)儲能具備了實現(xiàn)盈利的條件。
二是各地陸續(xù)出臺工商業(yè)配儲補貼支持政策。當(dāng)前，包括江蘇、浙江、山西、四川在內(nèi)的超10個省份發(fā)布了針對工商業(yè)用戶側(cè)儲能的補貼政策。補貼方式與電網(wǎng)側(cè)獨立儲能場景類似，主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。從補貼的支持力度上看，浙江、廣東等制造業(yè)發(fā)達(dá)省份出臺了較多的補貼政策，其中浙江和重慶的補貼額度較高，浙江發(fā)布的《關(guān)于進一步推進制造業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干政策》提出：對于實際投運儲能項目，按照實際放電量給予儲能運營主體0.8元/kWh的補貼。
三是鼓勵工商業(yè)配儲參與需求響應(yīng)。儲能電站具有響應(yīng)速度快、短時功率吞吐能力強等優(yōu)勢，有助于提高電網(wǎng)的電能質(zhì)量和系統(tǒng)穩(wěn)定性。已有廣東、重慶、云南等10余省份明確或鼓勵包括工商業(yè)配儲在內(nèi)的用戶側(cè)儲能作為響應(yīng)主體參與需求響應(yīng)，主要響應(yīng)方式為削峰填谷，按照響應(yīng)主體容量或有效響應(yīng)電量進行補償，不同省份補貼標(biāo)準(zhǔn)差異較大。
四是鼓勵用戶側(cè)儲能參與電力輔助服務(wù)。2022年12月，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布的《關(guān)于進一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》提出，鼓勵支持10kV及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場。目前，包括華北電網(wǎng)、安徽、福建等在內(nèi)的10余個地區(qū)或省份，在其輔助服務(wù)相關(guān)政策中明確或鼓勵用戶側(cè)儲能可以參與調(diào)峰交易，調(diào)峰服務(wù)價格在0.1~1元/kWh之間。
（三）工商業(yè)配儲重點省份分析——以浙江為例
從政策的發(fā)布頻率和裝機規(guī)模上看，以江蘇、浙江為代表的我國制造業(yè)較為發(fā)達(dá)的沿海省份，其工商業(yè)用戶側(cè)儲能的發(fā)展較為領(lǐng)先。分析其發(fā)展的內(nèi)在原因，以浙江為例，作為工商業(yè)尤其是制造業(yè)大省，浙江近年來對于夏季電力供應(yīng)，尤其是用電高峰時段的電力供應(yīng)較為緊張。而電力用戶的錯峰有序用電，可以幫助維持電力穩(wěn)定供應(yīng)，保障企業(yè)的正常生產(chǎn)，因此浙江通過設(shè)定較高的峰谷電價差，來進一步引導(dǎo)企業(yè)改變用電習(xí)慣。2023年5月，浙江最大峰谷電價差達(dá)到了0.937元，而這也使得浙江的工商業(yè)用戶側(cè)儲能可以通過峰谷套利實現(xiàn)更好的盈利。
基于當(dāng)前用戶側(cè)儲能以峰谷電價差套利為主要收益模式的現(xiàn)狀，較好的負(fù)荷資源及較大的峰谷電價差，已經(jīng)成為了用戶側(cè)儲能投資建設(shè)的重要考量因素。對于浙江、江蘇、廣東等制造業(yè)較為發(fā)達(dá)的沿海省份，其豐富的制造業(yè)負(fù)荷資源以及有競爭力的峰谷電價差，吸引了大量的資本投資，助推了工商業(yè)用戶側(cè)儲能的落地發(fā)展。
二、備用電源
（一）備用電源規(guī)模
截至2022年年底，備用電源電站在建4座、裝機0.01GW/0.03GWh，累計投運41座、裝機0.18GW/0.87GWh，累計投運總能量同比增長7.59%。江蘇、廣東的備用電源裝機占備用電源總能量的97.61%。2022年，備用電源平均運行系數(shù)0.19（相當(dāng)于平均每天運行4.45h、年平均運行1626h）、平均利用系數(shù)0.1（相當(dāng)于平均每天利用2.32h、年平均利用848h），備用電源電站運行情況與電化學(xué)儲能平均水平基本一致（2022年電化學(xué)儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。
（二）備用電源發(fā)展情況分析
在“十四五”建設(shè)初期，我國局部地區(qū)發(fā)生了數(shù)次缺電事件。2021年，由于煤炭價格上漲和能耗雙控等原因，超過20個省份實施了有序用電措施，以確保電力供應(yīng)的穩(wěn)定性。2022年，受到極端高溫天氣和水電出力驟減等因素的影響，再加上經(jīng)濟復(fù)蘇和工商業(yè)電力消費持續(xù)增長的因素，仍然有超過20個省份發(fā)布了有序用電通知，這導(dǎo)致部分工商業(yè)用戶出現(xiàn)了用電短缺的問題。
隨著停電限電情況的時有發(fā)生，由于儲能系統(tǒng)具備快速響應(yīng)能力，可以在電網(wǎng)故障或突發(fā)事件發(fā)生時迅速切換為備用電源，提供緊急供電保障，越來越多的工商業(yè)用戶意識到儲能系統(tǒng)在維持正常用電需求、減少停電風(fēng)險以及提高供電可靠性方面的重要性。用戶可以通過儲能系統(tǒng)的應(yīng)用，在電力緊缺或停電情況下保持正常運營，用戶側(cè)儲能系統(tǒng)作備用電源的部署需求逐漸顯現(xiàn)。
三、用戶側(cè)儲能發(fā)展趨勢分析
隨著我國電力市場化改革的持續(xù)推進，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性正在逐步顯現(xiàn)，考慮到工商業(yè)用戶逐步進入電力市場帶來的高耗能用電成本的上升，以及第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民用戶的用電量占比不斷提升，未來峰谷電價差有望進一步拉大或維持高位，這也預(yù)示著用戶側(cè)儲能擁有著較大的發(fā)展?jié)摿?。此外，各地限電政策的出臺，也將刺激工商業(yè)用戶的電化學(xué)儲能配置需求。整體來看，當(dāng)前用戶側(cè)儲能的整體運行情況最好，受到峰谷價差拉大及相關(guān)政策因素的影響，用戶側(cè)儲能相對于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能得到了越來越多的關(guān)注，擁有更大的發(fā)展?jié)摿Α?
用戶側(cè)儲能雖然擁有較為廣闊的發(fā)展前景，但對于工商業(yè)配儲、備用電源的發(fā)展在未來還面臨著一些實際性的挑戰(zhàn)。一是商業(yè)模式較為單一。對于用戶側(cè)儲能尤其是工商業(yè)配儲，峰谷套利是目前最主要的盈利方式，但是覆蓋范圍還主要局限在峰谷差價比較大的省份，部分地方政府雖然有補貼，但是補貼核算存在困難，且隨著儲能規(guī)模的擴大，補貼難以持續(xù)。二是市場化機制不健全。用戶側(cè)儲能參與電力輔助服務(wù)準(zhǔn)入要求、參與方式、補償標(biāo)準(zhǔn)等相關(guān)機制尚不健全，參與積極性普遍不高。三是儲能安全管理有待加強。對于工商業(yè)配儲和備用電源，由于項目通常單體規(guī)模較小，安裝環(huán)境復(fù)雜，加之相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)尚不健全，給用戶側(cè)儲能安全管理帶來更高的挑戰(zhàn)。
四、相關(guān)建議
一是進一步完善用戶側(cè)儲能峰谷電價機制。建議統(tǒng)籌考慮當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷電價差率、新能源裝機占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，合理確定峰谷電價差。結(jié)合當(dāng)年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調(diào)整，同時根據(jù)實際情況在峰谷電價的基礎(chǔ)上推行尖峰電價機制，以進一步提高用戶側(cè)工商業(yè)配儲的盈利空間。
二是深化用戶側(cè)電力輔助服務(wù)市場機制。進一步明確用戶側(cè)儲能場景可以參與的各類電力輔助服務(wù)品種、補償類型。針對用戶側(cè)儲能為電力系統(tǒng)運行整體服務(wù)提供的電力輔助服務(wù)，探索將補償費用由發(fā)電企業(yè)、市場化電力用戶等所有并網(wǎng)主體共同分?jǐn)?，逐步將非市場化電力用戶納入補償費用分?jǐn)偡秶?
三是完善用戶側(cè)電力需求響應(yīng)機制。研究推動將包括工商業(yè)配儲、備用電源等在內(nèi)的可調(diào)節(jié)資源納入電力電量平衡，發(fā)揮用戶側(cè)儲能削峰填谷、促進電力供需平衡和適應(yīng)新能源電力運行的作用。
四是健全用戶側(cè)儲能全流程安全管理機制。無論是工商業(yè)配儲還是備用電源，其建設(shè)地點通?？拷ど虡I(yè)，站點旁的人員及公眾財產(chǎn)相對密集，因此對于用戶側(cè)儲能的安全管理應(yīng)當(dāng)尤為重視。對于用戶側(cè)儲能的安全，應(yīng)進行全流程的管理，加快完善用戶側(cè)儲能安全管理制度規(guī)范，不斷加強儲能安全技術(shù)攻關(guān)，完善基于用戶側(cè)儲能項目技術(shù)升級和安全性的檢測認(rèn)證和監(jiān)督體系，建設(shè)并運營好國家電化學(xué)儲能電站安全監(jiān)測信息平臺，防止用戶側(cè)儲能存在“一建了之”行為造成的安全隱患。
