中國儲能網訊：2022年，我國相繼出臺眾多政策支持儲能的發(fā)展?！丁笆奈濉蹦茉匆?guī)劃》明確了新型儲能的獨立市場主體地位與功能定位，提出了符合實際切實可行的發(fā)展目標，初步描繪了未來新型儲能的發(fā)展路徑，有助于在宏觀層面指導各部委和地方政府合理、有序推進部署新型儲能的建設工作。《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》從發(fā)展方向、支持措施等多方面提出了促進新型儲能發(fā)展的具體意見。儲能的發(fā)展即將迎來春天，春風和煦的日子里，我們一起回顧下2022年國內儲能政策的發(fā)展。
一、國家層面政策
（一）《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》明確儲能的發(fā)展方向
2022年6月1日，國家發(fā)改委、國家能源局、財政部、自然資源部、生態(tài)環(huán)境部、住房城鄉(xiāng)建設部、農業(yè)農村部、中國氣象局、國家林業(yè)和草原局聯合印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》（以下簡稱“《十四五”能源規(guī)劃》”），引起了業(yè)內的廣泛關注。十四五能源規(guī)劃中提及：推動其他新型儲能規(guī)模化應用。明確新型儲能獨立市場主體地位，完善儲能參與各類電力市場的交易機制和技術標準，發(fā)揮儲能調峰調頻、應急備用、容量支撐等多元功能，促進儲能在電源側、電網側和用戶側多場景應用。創(chuàng)新儲能發(fā)展商業(yè)模式，明確儲能價格形成機制，鼓勵儲能為可再生能源發(fā)電和電力用戶提供各類調節(jié)服務。創(chuàng)新協(xié)同運行模式，有序推動儲能與可再生能源協(xié)同發(fā)展，提升可再生能源消納利用水平。
政策解讀：《“十四五”能源規(guī)劃》是整個“十四五”期間我國能源發(fā)展的宏觀藍圖和總體綱領，也是我國“雙碳”目標提出之后的第一個能源發(fā)展五年規(guī)劃。從政策導向角度，《“十四五”能源規(guī)劃》的出臺，深入明確了新型儲能的獨立市場主體地位與功能定位，提出了符合實際切實可行的發(fā)展目標，初步描繪了未來新型儲能的發(fā)展路徑，有助于在宏觀層面指導各部委和地方政府合理、有序推進部署新型儲能的建設工作。
（二）《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》勾勒新型儲能的發(fā)展藍圖
2022年1月29日，國家發(fā)改委、國家能源局于2聯合發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（發(fā)改能源[2022]209號，以下簡稱“209號文”），其主要內容如下：
1. 發(fā)展目標：到2025年，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)模化發(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應用條件。新型儲能技術創(chuàng)新能力顯著提高，核心技術裝備自主可控水平大幅提升，標準體系基本完善，產業(yè)體系日趨完備，市場環(huán)境和商業(yè)模式基本成熟。其中，電化學儲能技術性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低30%以上；火電與核電機組抽汽蓄能等依托常規(guī)電源的新型儲能技術、百兆瓦級壓縮空氣儲能技術實現工程化應用；兆瓦級飛輪儲能等機械儲能技術逐步成熟；氫儲能、熱（冷）儲能等長時間尺度儲能技術取得突破。到2030年，新型儲能全面市場化發(fā)展。新型儲能核心技術裝備自主可控，技術創(chuàng)新和產業(yè)水平穩(wěn)居全球前列，市場機制、商業(yè)模式、標準體系成熟健全，與電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)深度融合發(fā)展，基本滿足構建新型電力系統(tǒng)需求，全面支撐能源領域碳達峰目標如期實現。
2. 加大力度發(fā)展電源側新型儲能；
a. 推動系統(tǒng)友好型新能源電站建設：在新能源資源富集地區(qū)，如內蒙古、新疆、甘肅、青海等，以及其他新能源高滲透率地區(qū)，重點布局一批配置合理新型儲能的系統(tǒng)友好型新能源電站，推動高精度長時間尺度功率預測、智能調度控制等創(chuàng)新技術應用，保障新能源高效消納利用，提升新能源并網友好性和容量支撐能力。
b. 支撐高比例可再生能源基地外送：依托存量和“十四五”新增跨省跨區(qū)輸電通道，在東北、華北、西北、西南等地區(qū)充分發(fā)揮大規(guī)模新型儲能作用，通過“風光水火儲一體化”多能互補模式，促進大規(guī)模新能源跨省區(qū)外送消納，提升通道利用率和可再生能源電量占比。
c. 促進沙漠戈壁荒漠大型風電光伏基地開發(fā)消納：配合沙漠、戈壁、荒漠等地區(qū)大型風電光伏基地開發(fā)，研究新型儲能的配置技術、合理規(guī)模和運行方式，探索利用可再生能源制氫，支撐大規(guī)模新能源外送。
d. 促進大規(guī)模海上風電開發(fā)消納：結合廣東、福建、江蘇、浙江、山東等地區(qū)大規(guī)模海上風電基地開發(fā)，開展海上風電配置新型儲能研究，降低海上風電匯集輸電通道的容量需求，提升海上風電消納利用水平和容量支撐能力。
e. 提升常規(guī)電源調節(jié)能力：推動煤電合理配置新型儲能，開展抽汽蓄能示范，提升運行特性和整體效益。探索開展新型儲能配合核電調峰調頻及多場景應用。探索利用退役火電機組既有廠址和輸變電設施建設新型儲能或風光儲設施。
3. 因地制宜發(fā)展電網側新型儲能；
a. 提高電網安全穩(wěn)定運行水平：在負荷密集接入、大規(guī)模新能源匯集、大容量直流饋入、調峰調頻困難和電壓支撐能力不足的關鍵電網節(jié)點合理布局新型儲能，充分發(fā)揮其調峰、調頻、調壓、事故備用、爬坡、黑啟動等多種功能，作為提升系統(tǒng)抵御突發(fā)事件和故障后恢復能力的重要措施。
b. 增強電網薄弱區(qū)域供電保障能力：在供電能力不足的偏遠地區(qū)，如新疆、內蒙古、西藏等地區(qū)的電網末端，合理布局電網側新型儲能或風光儲電站，提高供電保障能力。在電網未覆蓋地區(qū)，通過新型儲能支撐太陽能、風能等可再生能源開發(fā)利用，滿足當地用能需求；
c. 延緩和替代輸變電設施投資：在輸電走廊資源和變電站站址資源緊張地區(qū)，如負荷中心地區(qū)、臨時性負荷增加地區(qū)、階段性供電可靠性需求提高地區(qū)等，支持電網側新型儲能建設，延緩或替代輸變電設施升級改造，降低電網基礎設施綜合建設成本。
d. 提升系統(tǒng)應急保障能力：圍繞政府、醫(yī)院、數據中心等重要電力用戶，在安全可靠前提下，建設一批移動式或固定式新型儲能作為應急備用電源，研究極端情況下對包括電動汽車在內的儲能設施集中調用機制，提升系統(tǒng)應急供電保障能力。
4. 靈活多樣發(fā)展用戶側新型儲能；
a. 支撐分布式供能系統(tǒng)建設：圍繞大數據中心、5G基站、工業(yè)園區(qū)、公路服務區(qū)等終端用戶，以及具備條件的農村用戶，依托分布式新能源、微電網、增量配網等配置新型儲能，探索電動汽車在分布式供能系統(tǒng)中應用，提高用能質量，降低用能成本。
b. 提供定制化用能服務：針對工業(yè)、通信、金融、互聯網等用電量大且對供電可靠性、電能質量要求高的電力用戶，根據優(yōu)化商業(yè)模式和系統(tǒng)運行模式需要配置新型儲能，支撐高品質用電，提高綜合用能效率效益。
c. 提升用戶靈活調節(jié)能力：積極推動不間斷電源、充換電設施等用戶側分散式儲能設施建設，探索推廣電動汽車、智慧用電設施等雙向互動智能充放電技術應用，提升用戶靈活調節(jié)能力和智能高效用電水平。
5. 推動新型儲能參與各類電力市場：加快推進電力中長期交易市場、電力現貨市場、輔助服務市場等建設進度，推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場。研究新型儲能參與電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，明確相關交易、調度、結算細則。
6. 完善適合新型儲能的輔助服務市場機制：推動新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務，因地制宜完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制，豐富輔助服務交易品種，研究開展備用、爬坡等輔助服務交易。
7. 加大“新能源+儲能”支持力度：在新能源裝機占比高、系統(tǒng)調峰運行壓力大的地區(qū)，積極引導新能源電站以市場化方式配置新型儲能。對于配套建設新型儲能或以共享模式落實新型儲能的新能源發(fā)電項目，結合儲能技術水平和系統(tǒng)效益，可在競爭性配置、項目核準、并網時序、保障利用小時數、電力服務補償考核等方面優(yōu)先考慮。
8. 完善電網側儲能價格疏導機制：以支撐系統(tǒng)安全穩(wěn)定高效運行為原則，合理確定電網側儲能的發(fā)展規(guī)模。建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場?？茖W評估新型儲能輸變電設施投資替代效益，探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。
9. 完善鼓勵用戶側儲能發(fā)展的價格機制：加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，拉大峰谷價差，引導電力市場價格向用戶側傳導，建立與電力現貨市場相銜接的需求側響應補償機制，增加用戶側儲能的收益渠道。鼓勵用戶采用儲能技術減少接入電力系統(tǒng)的增容投資，發(fā)揮儲能在減少配電網基礎設施投資上的積極作用。
10.探索推廣共享儲能模式：鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發(fā)揮儲能“一站多用”的共享作用。積極支持各類主體開展共享儲能、云儲能等創(chuàng)新商業(yè)模式的應用示范，試點建設共享儲能交易平臺和運營監(jiān)控系統(tǒng)。
11.研究開展儲能聚合應用：鼓勵不間斷電源、電動汽車、充換電設施等用戶側分散式儲能設施的聚合利用，通過大規(guī)模分散小微主體聚合，發(fā)揮負荷削峰填谷作用，參與需求側響應，創(chuàng)新源荷雙向互動模式。
12.創(chuàng)新投資運營模式：鼓勵發(fā)電企業(yè)、獨立儲能運營商聯合投資新型儲能項目，通過市場化方式合理分配收益。建立源網荷儲一體化和多能互補項目協(xié)調運營、利益共享機制。積極引導社會資本投資新型儲能項目，建立健全社會資本建設新型儲能公平保障機制。
政策解讀：《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》是整個“十四五”期間我國新型儲能發(fā)展的宏觀藍圖和總體綱領，也是現階段我國提出的首個有關新型儲能發(fā)展的五年規(guī)劃和具體方案。《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》不僅勾勒出我國新型儲能發(fā)展的兩步走方案，并從技術創(chuàng)新、試點示范、規(guī)模發(fā)展、體制機制、政策保障、國際合作等重點領域對“十四五”新型儲能發(fā)展的重點任務進行部署，有效回答了新型儲能項目在投資建設過程中面臨的具體環(huán)節(jié)的實操問題，有助于指導各部委、各級政府發(fā)展新型儲能建設的工作推進，也為未來配置新型儲能項目的領域方向提供指引。值得注意的是《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》并未設置目標裝機規(guī)模，而是更加傾向于提高技術創(chuàng)新能力。不以單純的裝機規(guī)模為目標，更加體現了國家強調因地制宜，多種儲能技術市場化選擇，市場化發(fā)展，更有利于促進儲能行業(yè)的健康、高質量發(fā)展。
此外，在政策方面，《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》明確提出將盡快完善新型儲能全產業(yè)鏈標準體系，加快制定新型儲能的相關安全標準，進一步明確有關技術標準，并鼓勵各地根據實際需要對新型儲能項目在投資建設、并網調度、運行考核等方面給予政策支持，推動設立儲能發(fā)展基金，拓寬新型儲能項目的融資渠道。
（三）《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》為新型儲能參與市場和調度運行提供指引
2022年5月24日，國家發(fā)改委、國家能源局綜合司聯合發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（以下簡稱“475號文”），主要內容如下：
1. 總體要求：新型儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優(yōu)勢，可在電力運行中發(fā)揮頂峰、調峰、調頻、爬坡、黑啟動等多種作用，是構建新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。要建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續(xù)完善調度運行機制，發(fā)揮儲能技術優(yōu)勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業(yè)健康發(fā)展。
2.新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場：具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統(tǒng)可被電網監(jiān)控和調度，符合相關標準規(guī)范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉為獨立儲能項目。按照《國家發(fā)展改革委、國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕280號）有關要求，涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。
3.鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場：以配建形式存在的新型儲能項目，在完成站內計量、控制等相關系統(tǒng)改造并符合相關技術要求情況下，鼓勵與所配建的其他類型電源聯合并視為一個整體，按照現有相關規(guī)則參與電力市場。各地根據市場放開電源實際情況，鼓勵新能源場站和配建儲能聯合參與市場，利用儲能改善新能源涉網性能，保障新能源高效消納利用。隨著市場建設逐步成熟，鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯合兩種方式同時參與的市場模式。
4.加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰：加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場。鑒于現階段儲能容量相對較小，鼓勵獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約，發(fā)揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
5.充分發(fā)揮獨立儲能技術優(yōu)勢提供輔助服務：鼓勵獨立儲能按照輔助服務市場規(guī)則或輔助服務管理細則，提供有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務等輔助服務，以及在電網事故時提供快速有功響應服務。輔助服務費用應根據《電力輔助服務管理辦法》有關規(guī)定，按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，由相關發(fā)電側并網主體、電力用戶合理分攤。
6.優(yōu)化儲能調度運行機制：堅持以市場化方式為主優(yōu)化儲能調度運行。對于暫未參與市場的配建儲能，尤其是新能源配建儲能，電力調度機構應建立科學調度機制，項目業(yè)主要加強儲能設施系統(tǒng)運行維護，確保儲能系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。
7.進一步支持用戶側儲能發(fā)展：各地要根據電力供需實際情況，適度拉大峰谷價差，為用戶側儲能發(fā)展創(chuàng)造空間。根據各地實際情況，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現貨市場上下限價格，引導用戶側主動配置新型儲能，增加用戶側儲能獲取收益渠道。
8.建立電網側儲能價格機制：各地要加強電網側儲能的科學規(guī)劃和有效監(jiān)管，鼓勵電網側根據電力系統(tǒng)運行需要，在關鍵節(jié)點建設儲能設施。研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場；探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收。
9.修訂完善相關政策規(guī)則：在新版《電力并網運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》基礎上，各地要結合實際、全面統(tǒng)籌，抓緊修訂完善本地區(qū)適應儲能參與的相關市場規(guī)則，抓緊修訂完善本地區(qū)適應儲能參與的并網運行、輔助服務管理實施細則，推動儲能在削峰填谷、優(yōu)化電能質量等方面發(fā)揮積極作用。
政策解讀：475號文首次在國家層面明晰新型儲能如何參與市場和調度運行，并對新型儲能參與市場中遇到的主體地位、電價、交易機制以及調度運行機制等問題做出正面回應。同時，475號文也是目前首個對獨立儲能進行完整定義的政策文件。475號文要求各部門、各地區(qū)政府要以市場化模式發(fā)展儲能，在儲能調度運行、儲能價格機制等方面進行合理引導，保障市場公平。475號文的出臺將進一步加快各地區(qū)推動儲能參與電力市場交易的進程，促進儲能市場交易機制的完善。
二、地方層面政策
（一）廣東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃加強對儲能的支持力度
2022年4月，廣東省政府發(fā)布《廣東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，明確加快培育氫能、儲能、智慧能源等新興產業(yè)建設差異化布局的新能源產業(yè)集聚區(qū)。推進先進儲能在電力領域示范應用，制定儲能項目成本回收機制、創(chuàng)新儲能項目營運模式，強化儲能標準體系建設。帶動產業(yè)發(fā)展。積極布局大容量儲熱（冷）、物理儲能等其他創(chuàng)新儲能產業(yè)。推進廣州、深圳、惠州、肇慶儲能生產制造、科研創(chuàng)新產業(yè)鏈集聚發(fā)展。
（二）江蘇省推動新型儲能示范應用和規(guī)模化發(fā)展
2022年8月1日，江蘇省發(fā)改委發(fā)布《江蘇省“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，提出加快推動江蘇省新型儲能示范應用和規(guī)?；l(fā)展，提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力，促進新能源消納。重點發(fā)展電源側新型儲能，要求在電源側建立“新能源+儲能”機制。對于不具備配建儲能電站條件的光伏項目，可通過購買方式落實儲能容量。鼓勵分布式光伏發(fā)電項目配建儲能電站或購買調峰服務。鼓勵存量新能源項目增配或購買新型儲能調峰能力，提高存量新能源電站的系統(tǒng)友好性，增強系統(tǒng)對新能源電力的接納能力。鼓勵燃煤電廠合理配置新型儲能，提升常規(guī)電源調頻性能和運行特性。探索開展新型儲能配合核電調峰調頻等應用。有序發(fā)展電網側新型儲能，要求在電網側增加電網事故應急備用、延緩或替代電網工程投資，電網側新型儲能現由電網企業(yè)直接投資建設或委托建設、購買服務。靈活發(fā)展用戶側新型儲能，鼓勵用戶側新型儲能設施聚合利用，發(fā)揮削峰填谷作用，參與輔助服務市場和需求側響應，實現源荷雙向互動。推進新型儲能技術示范應用，推進新型儲能在新能源出力計劃跟蹤、新能源消納、調峰、調頻、供電能力提升、應急供電保障、延緩輸變電升級改造等功能場景的多元化應用。鼓勵圍繞分布式新能源、微電網、大數據中心、5G基站、充電設施、工業(yè)園區(qū)等其他終端用戶，探索儲能融合發(fā)展新場景。
（三）河北省布局超1700萬千瓦獨立儲能項目
2022年5月20日，河北省發(fā)改委發(fā)布《全省電網側獨立儲能布局指導方案》及《全省電源側共享儲能布局指導方案（暫行）》,提出為滿足河北省電網調峰調頻需求，將優(yōu)先在冀北電網的張家口、承德地區(qū)、河北南網的太行山沿線及重點縣區(qū)布局儲能項目。技術層面，優(yōu)先適度布局建設鋰離子電池、液流電池儲能項目，支持不同技術路線的儲能項目開展試點示范，率先在張承地區(qū)和沿太行山脈推動開展飛輪、壓縮空氣、鈉離子、儲氫等儲能技術試點示范，待項目市場運行成熟后進一步推廣應用?！笆奈濉睍r期，預計將在石家莊的井陘、平山、靈壽，保定的阜平、淶源、滿城，邢臺的寧晉、臨西、南宮，滄州的黃驊、海興、渤海新區(qū)，衡水的故城、饒陽、阜城，邯鄲的涉縣、武安、肥鄉(xiāng)等縣區(qū)，共布局獨立儲能項目建設規(guī)模800萬千瓦，在張家口的張北、康保、尚義，承德的豐寧、圍場、隆化，唐山的樂亭、玉田等縣區(qū)，共布局獨立儲能項目建設規(guī)模900萬千瓦。
（四）安徽省推動電化學儲能發(fā)展
2022年8月17日，安徽省能源局發(fā)布《安徽省新型儲能發(fā)展規(guī)劃（2022-2025）》。明確“十四五”期間，安徽省新型儲能設施發(fā)展以電化學儲能為主，積極推動新能源制氫、壓縮空氣、機械飛輪等新型儲能技術研究和應用，探索共享儲能等新模式、新業(yè)態(tài)。到2025年，安徽省實現新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，全省新型儲能裝機規(guī)模達到300萬千瓦以上。鼓勵建設集中式儲能電站，提高利用效率。支持新能源發(fā)電企業(yè)結合自身情況，按照集約高效的原則，通過自建、合建等方式建設獨立儲能電站。積極引導社會資本投資建設獨立儲能電站。積極支持各類主體開展共享儲能等創(chuàng)新商業(yè)模式的應用示范，營造開放共享的儲能生態(tài)體系。鼓勵有配置儲能需求的新能源發(fā)電企業(yè)就地就近、長期租賃共享獨立儲能電站。加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰，通過市場發(fā)現價格。探索需求側響應、虛擬電廠聚合收益模式。統(tǒng)籌考慮電力系統(tǒng)峰谷差率、新能源裝機占比、系統(tǒng)調節(jié)能力、用戶承受能力等因素，完善峰谷電價、尖峰電價政策，拉大峰谷價差，提升用戶建設儲能電站收益率。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
（七）部分地區(qū)關于儲能的地方性補貼政策
從目前的儲能的地方性補貼政策來看，現階段儲能的補貼政策主要集中在用戶側，補貼方式以容量補貼、放電補貼和投資補貼三種形式為主，補貼方向更多地側重于與分布式光伏的結合。經過我們梳理，2022年至今發(fā)布的儲能的地方性補貼政策主要包括以下：
