中国典型储能政策分析

2022-03-03李建林姜冶蓉李雅欣曾伟熊俊杰

油气与新能源 2022年1期

李建林，姜冶蓉，李雅欣，曾伟，熊俊杰

1.储能技术工程研究中心（北方工业大学）；2.国网江西省电力有限公司电力科学研究院

0 引言

储能的发展对实现中国“双碳”目标以及构建新型电力系统发挥着重要作用。2021年9月24日，国能发科技规〔2021〕47号《国家能源局关于印发〈新型储能项目管理规范（暂行）〉的通知》，对方便新型储能系统并网运行制定了相关规范并要求电网企业无歧视为新型储能接入电网服务，此项政策的发布对于新型储能的发展起到很大的支持作用，将加速储能建设市场的发展。基于此种情况，本文从储能发展的政策方面分析了储能近几年发展历程，并从国家层面和地方层面对储能相关政策进行梳理，分析政策对促进储能市场发展带来的影响，并对储能未来发展提出建议。

1 国家层面政策

储能应用对促进能源转型发挥着重要作用［1-2］。回顾中国储能政策的发展历程，储能行业的发展越来越受到重视［3］。自 2005年储能产业展开战略布局，经过5年对储能应用方面的探索，2010年储能发展首次被写入法案，初步形成发展体系。2011—2021年，经过 10年储能战略布局的构建与实施，储能产业逐步进入较为成熟的发展阶段，体系建设较为完善，储能装机容量呈现出爆发式增长趋势，可以预计储能大规模发展的时代即将到来［4-5］（如图1所示）。

图1 中国储能发展历程

1.1 电力辅助服务市场政策

随着中国电力装机规模迅速增长，新能源并网发展迅速，为保障电力系统平衡、电能质量稳定以及安全运行［6］，对辅助服务的需求量显著增加，尤其是进行能源消纳的储能装置。对此，国家密集出台相关政策支撑辅助服务系统发展，合理制定辅助服务系统调度机制，为实现“双碳”目标做好基础工作。2021年2月，国家能源局印发了《2021年能源监管工作要点》，强调要加强现货市场、辅助服务市场的衔接，全面深化电力辅助服务市场；11月，国能综通监管〔2021〕99号《国家能源局综合司关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知》指出，激发需求侧等第三方响应能力，全面推动新型储能、虚拟电厂等参与辅助服务市场，激励需求侧主动参与系统调节；12月，国家能源局印发了《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》将电力辅助服务新主体，由发电厂扩大到包括新型储能、聚合商、虚拟电厂等主体［7-8］，推动合理建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制［9］。

国家层面及各地方也不断出台辅助服务领域的相关政策，省间辅助服务市场机制和费用分担原则得到完善，推动电力市场的改革与建设，切实发挥电力辅助服务市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

1.2 用户侧电价改革政策

在电价改革方面，主要针对企业用电方面，进行电价结构优化［10］，其中不仅有通过合理拉大峰谷电价差建立尖峰电价机制，还有对高耗能企业设置阶梯电价的政策［11］，及限制其用电量等政策。如2021年7月26日，发改价格〔2021〕1093号《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》鼓励各地因地制宜，合理拉大峰谷价差，建立尖峰电价机制，充分挖掘需求侧调节能力。此番政策能很好地引导用户侧配置储能以及根据分时电价合理用电。同年8月，发改价格〔2021〕1239号《国家发展改革委关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》强调，对电解铝等高耗能行业加强加价电费收缴工作，旨在通过政策倒逼企业改变用电模式［12-13］，提出更加合理规范的价格制度，进一步促进用户侧储能的发展。由此可见，用户侧储能作为优质的可调负荷，将是“十四五”时期市场化发展最好地应用领域之一，具有可观地发展空间［14］。

1.3 可再生能源并网政策

为减少因大规模增加可再生能源并网导致的电力系统不稳定情况，国家相继出台政策鼓励增加配套性储能建设（如表1所示）。此番政策的发布促进提高可再生能源消纳能力，有效缓解新能源快速发展带来的并网消纳问题［15-16］。

表1 2021年关于可再生能源并网政策汇总

2021年8月，发改运行〔2021〕1138号《国家发展改革委国家能源局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》发布，旨在通过市场化的方式扩大电网可再生能源消纳能力［17］，大大促进储能的发展，从而弥补电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板问题［18］，提升电力系统可靠性［19-20］。这些政策从多个角度出发，积极调动社会各方力量，有序推进新能源发展，为“双碳”战略的推进起到指导作用［21］。

2 地方层面政策

2.1 电价政策改革

2021年7月，发改价格〔2021〕1093号《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》发布，完善了现行分时电价机制，各地也纷纷出台相应政策［22］，进一步细化电价（如表2所示）。

表2 2021年地方层面电价改革政策汇总

各省份均根据各地用电情况，在不同程度上拉大峰谷价差电价，优化时段划分，更有部分地区通过建立尖峰电价机制进一步拉大峰谷价差［23］。通过拉大峰谷电价差，从经济方面促进用户侧储能的发展。从表中可以看出，各省份峰谷平电价比基本稳定在1.5:1:0.5，部分发达地区，如广东、重庆等峰谷平电价比会更高，根据浙江省最新政策浙发改价格〔2021〕341号《省发展改革委关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》文件，对大工业行业进一步拉大峰谷电价差，限制大工业企业用电，此项政策为大工业企业安装储能设施带来可观的收益，促进储能行业在用户侧的发展［24］。优化峰谷电价机制、出台尖峰电价机制，有利于充分发挥电价信号作用，引导用户侧合理配置储能，保障电力系统安全稳定运行［25］。

2.2 辅助服务市场政策

随着可再生能源市场占比不断提高，对辅助服务的需求也在迅速增加。各地相继出台辅助服务相关政策，推动市场改革与建设。2021年3月，国家能源局西北能监局、青海省发展改革委等相关单位发布了《青海省电力中长期交易规则（征求意见稿）》明确储能企业可以作为市场主体参与，旨在促进源-网-荷-储共同协调发展［26］，探索建立辅助服务补偿机制；4月甘肃省对参与电网侧调峰的电储能设施持续充电时间以及充电功率做了相关要求；9月山东省将AGC（自动增益控制）调频辅助服务申报价格上限进一步提升［27］；11月，东北能源局提升了调峰调频上限值（具体见表3）。

从长远来看，在既有电力系统条件下，亟须建立可优化资源配置、挖掘系统调节潜力的常态化市场机制，优先用足用好市场机制配置资源，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

2.3 储能配置新政策

随着各地大力开展新能源建设，光伏、风力发电装机量都得到大幅度提升（具体见表4）。大量可再生新能源的增长对储能配置有了新的要求，河北、内蒙古、天津、安徽、新疆、广西等地对风光装机规模要求都已达吉瓦级以上，其他各省装机规模也几乎都在吉瓦级以上。

表4 各省风电、光伏规模汇总

7月14日，宁夏发展改革委发布储能政策，明确配置原则，支持储能项目投运，陕西、新疆、青海、宁夏、甘肃等富含风光资源的省份给出储能配比均在10%以上，配置时长在2 h及以上，充分保障实现新能源消纳；广西通过建立储能评分系统，鼓励增加储能配置比，为储能行业的发展创造有利条件。此外，各地还出台各项政策，落实示范项目优先落地机制，如鄂能源新能〔2021〕44号《湖北省能源局关于公布2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》提出，将优先支持源网荷储和多能互补百万千瓦基地等新能源项目建设。

2.4 屋顶分布式光伏政策

在2021年9月8日，在正式下发的国能综通新能〔2021〕84号《国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》文件引导下，各省份积极响应国家政策，相继出台关于屋顶分布式光伏政策。目前国家能源局关于该项目的试点名单共包含676个县，文件要求各地电网企业要在电网承载力分析的基础上，配合做好省级电力规划和试点县建设方案，充分考虑分布式光伏大规模接入的需要，积极做好相关县（市、区）电网规划，加强县（市、区）配电网建设改造，做好屋顶分布式光伏接网服务和调控运行管理［28］。

3 典型示范工程建设

为落实国家能源发展战略，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，各地加快煤电油气风光储一体化示范，根据“双碳”目标，风电、太阳能发电总装机容量需要达到12×108kW以上，而目前风电、光伏并网装机均达到2.2×108kW，合计约为4.5×108kW，仍有逾近7.5×108kW的装机差额。对此，为响应国家号召，国家电力投资集团有限公司（简称国家电投）、国家能源投资集团有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司等也均给出了碳达峰的具体时间节点和新能源装机目标（见表5），储能作为新能源并网的前置条件，其重要性日益凸显。

表5 各大发电集团规划

山东省将储能发展作为新型电力系统的重要支撑，先后出台实施优先调用储能、配储风光电站、优先并网消纳、调峰调频优先发电量计划奖励、充放电量“平进平出”等支持政策。山东省发布的2021年储能试点示范项目名单，有国家电投海阳地区100 MW/200 MW·h储能电站等5个调峰项目和莱城发电厂储能联合机组调频等2个调频项目，为推动储能在电源侧、电网侧和用户侧协同发展，以及在提升电力系统调节能力、保障电网安全稳定运行、促进清洁能源消纳等方面发挥了有效作用。

多省市相继给出了吉瓦级储能电站的建设规划及效益研究［29-30］，2021年上半年，国内新增新型储能（含规划、在建和运行）项目257个，储能规模11.8 GW，分别是2020年同期的1.6倍和9倍。新增投运项目规模约 300 MW，百兆瓦以上规模的项目数量是2020年同期的8.5倍；百兆瓦级的大型项目陆续开工，吉瓦级的巨型项目也被列入开发日程。其中，2021年“风电+光伏”发电的总装机是127 GW，如果储能容量按10%算，预计储能装机规模可达13 GW左右。