中國儲能網(wǎng)訊：4月儲能政策從國家到地方共有40余項發(fā)布或征求意見，涉及科技創(chuàng)新、儲能規(guī)劃、直接補貼、示范項目、輔助服務市場等方面，中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟對本月儲能政策進行了梳理解讀，希望與業(yè)界同仁共同交流探討。
國家政策
4月
本月國家政策兩項，主要集中在科技創(chuàng)新和行業(yè)管理方面。4月2日國家能源局、科技部聯(lián)合印發(fā)《十四五”能源領域科技創(chuàng)新規(guī)劃》，《規(guī)劃》圍繞先進可再生能源、新型電力系統(tǒng)等方面，確定了相關集中攻關、示范試驗和應用推廣任務，以專欄形式部署了相關示范工程，并制定了技術路線圖。在儲能相關方面，文件提出要加快戰(zhàn)略性、前瞻性電網(wǎng)核心技術攻關，支撐建設適應大規(guī)?？稍偕茉春头植际诫娫从押貌⒕W(wǎng)、源網(wǎng)荷雙向互動、智能高效的先進電網(wǎng)；突破能量型、功率型等儲能本體及系統(tǒng)集成關鍵技術和核心裝備，滿足能源系統(tǒng)不同應用場景儲能發(fā)展需要。同時，開展大規(guī)模壓縮空氣儲能電站及規(guī)?；毫麟姵氐南到y(tǒng)設計與示范，對于高慣性旋轉備用儲能技術開展應用示范，對大型鋰電池儲能電站開展工程示范。
4月24日國家發(fā)改委印發(fā)《電力可靠性管理辦法（暫行）》，文件涵蓋了電力可靠性管理中所涉及的管理對象、分工、權責、內容、流程、信息、安全、監(jiān)督等各環(huán)節(jié)。具體明確了適用對象以及各方責任義務，細化了監(jiān)督管理的分工與流程。文件提出要積極穩(wěn)妥推動發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側儲能建設，合理確定建設規(guī)模，加強安全管理，推進源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補。建立新型儲能建設需求發(fā)布機制，充分考慮系統(tǒng)各類靈活性調節(jié)資源的性能，允許各類儲能設施參與系統(tǒng)運行，增強電力系統(tǒng)的綜合調節(jié)能力。
地方政策
4月
本月地方政策約30余項，主要包括規(guī)劃類、補貼類和項目征集類政策。本月政策的發(fā)布具有較強的地域特征，安徽省、山東省、浙江省、內蒙古自治區(qū)等地在儲能各應用領域持續(xù)發(fā)力。
安徽省
在儲能規(guī)劃方面，安徽省能源局發(fā)布《新型儲能發(fā)展規(guī)劃（2022-2025）》（征求意見稿），詳細規(guī)劃了安徽省2022-2025年的新型儲能裝機規(guī)模，四年間的建設規(guī)模分別是0.8GW以上、1.5GW以上、2.1GW以上、3GW以上。文件對各側儲能電站提出規(guī)劃意見，其中電網(wǎng)側強調建設集中式儲能電站，淮北、宿州、蚌埠、亳州等地區(qū)，以及合肥、滁州等負荷中心區(qū)域，是電網(wǎng)側獨立儲能電站重點發(fā)展區(qū)域。在電源側積極推動“新能源+儲能”應用，推動基地新能源項目配套建設集中式儲能電站。用戶側探索新型儲能的多種應用場景及商業(yè)模式。根據(jù)本月安徽省能源局發(fā)布的2022年一季度全省能源經濟運行情況可以了解到，今年計劃新增新型儲能裝機0.7GW，截至一季度末累計建成224MW/260MWh，在建項目278MW/706MWh，預計下半年投產。同時，安徽省能源局在《關于開展2022年第一批次風電和光伏發(fā)電項目并網(wǎng)規(guī)模競爭性配置工作的通知》中也明確了可再生能源并網(wǎng)規(guī)模，儲能配置比例成為可再生能源并網(wǎng)的重點考核項，也是優(yōu)先并網(wǎng)的加分項。詳細而全面的規(guī)劃將有助于項目建設和產業(yè)落地。
在輔助服務市場方面，華東能監(jiān)局發(fā)布《安徽電力調頻輔助服務市場運營規(guī)則公開征求意見》，這是安徽省首次出臺調頻輔助服務市場規(guī)則，征求意見稿中提出獨立儲能的準入門檻為10MW/20MWh，負荷聚合商、虛擬電廠準入門檻為5MW/5MWh。調頻服務中可以獲取基本補償、調用補償、現(xiàn)貨補償?；狙a償即調節(jié)容量補償=投運率*可調節(jié)容量*240元/MW；調用補償即里程補償：最高補償6元/MW。調峰輔助服務市場中，華東能監(jiān)局曾于2020年12月印發(fā)《安徽電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，電源側、負荷側和公用電儲能可以獨立參與調峰市場，調峰最高報價800元/MWh。
在電價機制方面，最新公布的5月電網(wǎng)代購電電價中，安徽省繼續(xù)保持0.91元/kwh的最大峰谷價差；上月蕪湖市發(fā)布光伏+儲能的補貼政策，對分布式光伏儲能系統(tǒng)按實際放電量給予0.3元/kwh補貼，最高補貼100萬元/年補貼五年。較大的峰谷價差和運營補貼有利于拉動當?shù)貎δ芡顿Y建設，但隨著市場化建設進程的加快，安徽省已入選第二批現(xiàn)貨市場建設試點，電價政策依然存在不確定性，需要市場參與者更加謹慎。
綜上，安徽省目前儲能規(guī)劃較為詳細，落地性較強，明確了安徽儲能產業(yè)發(fā)展和布局的方向，調頻市場的開啟以及較大的峰谷價差，將有助于推動安徽儲能市場的盈利模式，業(yè)界可以持續(xù)關注。
山東省
在示范項目方面，山東能源局發(fā)布《關于2022年度儲能示范項目的公示》，共29個項目入選主要以調峰為主，總規(guī)模超3.1GW，其中包含25個鋰電池類項目和4個新技術類項目，鋰電池類項目的裝機規(guī)模大部分是百兆瓦級儲能電站，新技術類項目中有兩個壓縮空氣儲能電站分別是山東肥城300MW/1800MWh調峰電站和國華蘭陵100MW儲能電站。目前，第一批示范項目中5個調峰項目已有4個進入山東現(xiàn)貨市場，進入現(xiàn)貨市場后，不再執(zhí)行0.2元/kwh的調峰補償和獎勵1.6倍發(fā)電小時數(shù)的補貼政策，儲能電站的收益主要來源于容量租賃、容量補償和現(xiàn)貨市場峰谷套利。通過對3、4月份山東現(xiàn)貨市場的觀察，儲能電站在現(xiàn)貨市場的收益目前并不樂觀。未來，主管部門將根據(jù)第一批示范項目的運營情況，進一步完善儲能市場交易規(guī)則，為第二批示范項目的順利開展奠定基礎。此外，結合本月山東發(fā)布的《“十大創(chuàng)新”“十強產業(yè)”“十大擴需求”2022年行動計劃》可以看出，山東省在全省各市精準布局儲能項目和儲能產業(yè)，通過示范項目推動產業(yè)落地。
內蒙古
4月1日內蒙古能源局發(fā)布《蒙西新型電力系統(tǒng)建設行動方案（1.0版（征求意見稿）》，提出九大行動重點任務，其中包含新型儲能推廣應用行動，加快推進新型儲能規(guī)模化應用，目標到2030年新型儲能裝機規(guī)模達到25GW。創(chuàng)新應用場景與商業(yè)模式，在電力系統(tǒng)薄弱地區(qū)建立獨立儲能、在新能源集中區(qū)建設集中式共享儲能、圍繞大數(shù)據(jù)中心和5G基站等終端用戶聚合分散式儲能設施。關于裝機規(guī)模，去年底內蒙古發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見》曾提出到2025年建成并網(wǎng)新型儲能規(guī)模達到5GW以上，而該征求意見稿提出蒙西地區(qū)到2030年要達到25GW的裝機規(guī)模，“十五五”時期將實現(xiàn)超過5倍的增長。
其他
在儲能規(guī)劃方面，北京市、河北省、廣東省和麗水市也發(fā)布了“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃并提及儲能發(fā)展?！侗本┦小笆奈濉睍r期能源發(fā)展規(guī)劃》提出落實國家新型儲能價格機制，鼓勵市場主體利用峰谷電價差、輔助服務補償?shù)仁袌龌瘷C制促進儲能發(fā)展?！逗颖笔 笆奈濉毙滦蛢δ馨l(fā)展規(guī)劃》明確到2025年全省布局建設新型儲能規(guī)模4GW以上?！稄V東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》提出到2025年，建設發(fā)電側、變電側、用戶側及獨立調頻儲能項目2GW以上，力爭到2025年電力需求側響應能力達到最高負荷的5%左右?！尔愃芯G色能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》提出到2025年新型儲能裝機容量達到120MW以上。
在示范項目方面，4月15日浙江省發(fā)布《新型儲能示范項目的公示》，其中包含4個電源側儲能項目、20個電網(wǎng)側儲能項目和10個用戶側儲能項目，儲能規(guī)模達1.4GW/4.1GWh。與山東示范項目相比較來看，山東省總體規(guī)模較大且以獨立儲能項目為主，浙江省示范項目技術類型較為多樣，用戶側有較大創(chuàng)新。4月28日湖北省能源局發(fā)布《征集新型儲能示范試點項目的通知》，征集項目類型范圍幾乎涵蓋了現(xiàn)有所有儲能技術，并覆蓋各類不同應用場景的需求。
在直接補貼方面，4月6日肇慶高新區(qū)經濟貿易和科技局發(fā)布《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》，對制造企業(yè)在2021年9月30至2022年9月29日期間，利用廠區(qū)內場地建設并已投用的儲能、冰蓄冷項目，按150元/千瓦的標準確定項目裝機容量補貼金額，發(fā)放給制造業(yè)企業(yè)（場地提供方和項目建設方按7:3比例分配），每個項目（企業(yè)）補貼金額總和不超過100萬元。
重點應用領域政策
4月
本月重點應用領域為輔助服務市場，共4項政策。
4月6日江蘇能監(jiān)辦發(fā)布《江蘇電力并網(wǎng)運行管理實施細則（征求意見稿）》與《江蘇電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）》，江蘇新版兩個細則將儲能納入市場主體，并鼓勵新型儲能、可調節(jié)負荷等并網(wǎng)主體參與電力輔助服務，電力輔助服務補償費用由發(fā)電企業(yè)、新型儲能、一類用戶、售電公司及電網(wǎng)企業(yè)共同分攤。江蘇曾于2020年11月發(fā)布《江蘇電力市場用戶可調負荷參與輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》，明確調峰準入門檻20MW/40MWh及以上，調峰申報上限是900元/MWh(中長期可調負荷)。
4月16日廣東電力交易中心發(fā)布《廣東省市場化需求響應實施細則（試行）》，文件要求非直控虛擬電廠的調節(jié)能力為所聚合響應資源的響應能力之和且不低于0.3MW，單次響應持續(xù)時間不低于2小時；直控虛擬電廠上下調節(jié)能力應分別不低于10MW，調節(jié)速率不低于（出力上限*2%）/分鐘，對調度指令的響應時間不大于1分鐘，單次響應持續(xù)時間不低于2小時。日前邀約申報價格上限為3500元/MWh;日前邀約虛擬電廠申報可響應容量下限0.3MW，可中斷負荷申報價格上限為5000元/MWh；可中斷負荷虛擬電廠申報可響應容量下限為0.3MW。
4月22日福建能監(jiān)辦發(fā)布《福建省電力調峰輔助服務市場交易規(guī)則（試行）（2022年修訂版）》，規(guī)則明確，獨立新型儲能可作為市場主體參與調峰輔助服務市場，暫不能參與調峰容量市場，深度調峰的申報價格為100元/MWh~1000元/MWh。與征求意見稿相比，儲能的準入門檻由5MW /2.5MWh以上調整為2.5MW/2.5MWh以上。
4月24日華中能監(jiān)局發(fā)布《華中省間電力調峰及備用輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿）》，文件提出省內電力現(xiàn)貨市場未運行時，暫定備用電量報價、備用容量調用報價不超過所在省省級電網(wǎng)企業(yè)當月代理購電價格的1.2倍，備用容量報價最高不超過100元/MWh，抽蓄機組只參與日前省間調峰輔助服務交易，報價不低于0.2元/KWh。文件明確儲能裝置等其他負荷側可調節(jié)資源參與市場，在交易規(guī)則中，新型儲能市場主體參與市場的方式按照相關規(guī)則執(zhí)行。但目前針對儲能的調峰規(guī)則只有去年11月發(fā)布的《新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場規(guī)則（試行）》，對于省間交易方式還沒有具體明確，需要持續(xù)關注。
