中國儲能網訊：2022年是不平凡的一年，對儲能產業亦是如此。2022年，我國新型儲能迎來了爆發式增長，新增投運新型儲能項目裝機規模達6.9吉瓦/15.3吉瓦時，與2021年相比，增長率超過180%（此為初步統計數據，終版數據將在2023年4月《儲能產業研究白皮書2023》中正式發布）。與之相對應，2022年國家及地方出臺新型儲能相關政策600余項，相較于2021年政策發布數量實現成倍增長。政策發布主要聚焦在可再生能源、電力市場、電價及補貼等領域，其中國家層面出臺儲能相關重要政策約70余項，地方層面以浙江、山東、山西、廣東、江蘇等省出臺政策最為密集。在儲能產業高速發展的背景下，儲能聯盟通過儲能政策數據庫的跟蹤，對2022年儲能主要政策進行盤點和分析，為業界同仁了解政策和產業發展提供參考。

一、可再生能源配儲不斷探索市場模式

2022年3月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《“十四五”新型儲能發展實施方案》，《實施方案》是推動“十四五”新型儲能規?；?、產業化、市場化發展的總體部署，并從技術創新、試點示范、規模發展、體制機制、政策保障、國際合作等重點領域對“十四五”新型儲能發展的重點任務進行部署，提出到2025年，新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段，電化學儲能系統成本降低30%以上。

截至2023年1月，全國已有26個省市規劃了“十四五”時期新型儲能裝機目標，總規模約71吉瓦，各地規劃的裝機規模超過國家規劃近兩倍。其中可再生能源配置儲能是規劃中的重點，據中關村儲能產業技術聯盟統計，目前約有二十多個省份發布了鼓勵或強制新能源配置儲能的政策，配置比例在5%～55%之間，時長大概為1～4個小時。其中湖北、新疆等地出臺政策，以抽水蓄能、新型儲能的建設規模來核算新能源裝機的比例和裝機規模，安徽、甘肅、寧夏等地公布多批競爭性配置項目，新能源配置儲能的比例成為評分標準的重要一項。

可再生能源配置儲能政策的推進，反映了隨著新能源滲透率持續提升，對靈活性資源的需求不斷加大，但是目前“一刀切”，強制配儲的政策，也加重了新能源發電企業的負擔，同時由于缺少成本回收途徑，以及系統的統籌優化，可再生能源配儲使用效率較低，收益普遍較差，根據中電聯2022年11月發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》，新能源配儲等效利用系數僅為6.1%。

圖1  各省明確“十四五”儲能裝機規模匯總（單位：吉瓦）

為了降低初始投資，提高系統運行效率，發揮儲能對系統的調節作用，自2019年青海、江蘇、湖南等地開始探索共享儲能的建設運行模式，2022年，獨立儲能、共享儲能成為各地新能源配儲建設的主要模式之一，與新能源場站內配建儲能相比，獨立共享儲能可作為獨立主體參與電力市場，目前獨立共享儲能主要通過參與各地輔助服務市場、現貨市場獲得收益，并根據各地新能源配建儲能政策獲得容量租賃收益。

由于我國電力市場仍處于改革階段，新型儲能參與電力市場的機制尚不完善，僅通過市場交易尚難以獲得合理收益，因此無論是新能源場站配建儲能，還是獨立共享儲能電站，目前均未形成可持續的商業模式。同時，目前尚未出臺新能源租賃儲能容量的執行細則，尚未建立具有公信力的共享儲能租賃平臺，因此儲能電站容量租賃存在價格不透明、權責不明確等問題，使得容量租賃在具體執行中難以落地。

二、新型儲能邁出參與現貨市場第一步

2022年5月國家發展改革委、國家能源局聯合發布《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》，這份文件是目前新型儲能參與市場和調度運行最為重要的文件，對新型儲能在參與市場中關于身份、電價、交易機制、調度運營機制等諸多關鍵問題予以明確。該文件首次定義獨立儲能，打破原有獨立儲能物理位置及產權界限，堅持以市場化方式為主，優化儲能調度運行，優化調運機制，保障市場公平，并明確獨立儲能充電免交輸配電費和政府附加基金，減少成本和運營壓力。該文件發布后加快了各地推動儲能參與現貨市場、中長期市場、輔助服務市場的進程，拓展了儲能商業模式，促進新能源配儲的市場化發展，優化了新型儲能調度運行。

2022年山東率先推動新型儲能參與現貨市場交易，共有6家獨立儲能電站參與現貨交易，總裝機50.3萬千瓦，實際最大放電電力48.8萬千瓦、最大充電電力49.9萬千瓦，試運行期間，山東電力現貨市場日內最大峰谷差價達到1.5元/千瓦時。2022年山西、甘肅等現貨試點區域也陸續發布政策推動新型儲能參與現貨市場運行。此外，12月北京市電力交易中心發布的《新型儲能主體注冊規范指引（試行）》，適用于國網經營區內具有法人資格的獨立儲能主體，進一步規范新型儲能參與市場的相關問題。

參與現貨市場是新型儲能的重要收益途徑，以目前市場運行情況來看，新型儲能僅靠現貨市場價差尚難以獲得盈利。2022年夏季我國很多省份出現電力供應緊張的情況，而現有市場機制在電力供應緊張時段難以體現稀缺電力、電量的價值，也缺少相關市場品種來有效組織靈活性資源進行交易。此外，新能源目前參與現貨市場的比例有限，目前市場無法反映新能源進入市場后帶來的價格變化，無論是新能源聯合儲能參與市場、還是獨立儲能參與市場，均難以完全體現儲能在不同時段電量與容量的價值。

三、輔助服務市場仍是儲能獲利主戰場

2021年底國家發布新版兩個細則后，全國各地紛紛發布地方的新版兩個細則，2022年輔助服務相關政策共發布33項（包括征求意見稿）；目前已有四個區域（南方、華北、華東、西北）、三個省份（山東、江蘇、西藏）發布新版兩個細則，進一步細化調峰、調頻的執行細則，并針對儲能提出參與不同輔助服務品種的考核標準及補償標準。

2022年，輔助服務市場進一步向儲能開放更多交易品種，南方區域、華東區域、山東省、山西省、西藏自治區等地增加了儲能參與一次調頻，新增轉動慣量、快速調壓、穩定切機、旋轉備用、黑啟動等品種的交易；此外西北區域、華東區域、南方區域、浙江省、重慶省、安徽省等地對新型儲能參與調頻通過容量補償+里程補償的方式給予支持，西北區域、甘肅省增加了調峰容量市場，新型儲能可通過參與調峰容量市場獲得一定的預期收入；廣東省增加深調市場，在現貨市場運行期間，儲能參與深度調峰可以獲得0.792元/千瓦時的補償，該政策有效地推動了輔助服務市場與現貨市場的銜接，體現了儲能在參與系統調節過程中的電量價值。

2022年各地的市場規則和電價政策，逐步將輔助服務費用計入電力用戶電費結算中，進一步擴大了輔助服務市場的規模，不過由于市場規模和資金平衡，各地主要采用以收定支的方式進行分攤。

輔助服務市場是體現新型儲能支撐系統安全運行的電力、電量價值的主要渠道，也是新型儲能獲得收益的主要來源，目前新型儲能可以實際參與交易的品種仍然有限，市場機制、價格機制還需進一步完善和穩定。

四、用戶側儲能商業化發展已具備基礎

自2021年7月《關于進一步完善分時電價機制的通知》印發以來，全國31個省區市進行了分時電價改革，對用戶側儲能發展產生了深遠的影響。峰谷價差套利仍是用戶側儲能最大收益來源，2022年針對用戶側儲能補貼政策頻發，成為地方爭取項目投資、加速產業落地的重要手段；峰谷價差+需求響應/用戶側調峰/虛擬電廠+運營/裝機補貼，代替可中斷負荷或錯峰用電指標直接為業主帶來經濟價值。

2022年平均價差超過0.7元/千瓦時的有16個省市，廣東?。ㄖ槿俏迨校?、海南省、浙江省位居前三。其中峰谷時段和峰谷價差是影響用戶側儲能項目運營經濟性的兩大重要因素，峰谷時段的劃分決定充放電策略，進而影響實際價差套利的凈收益。以10兆瓦/20兆瓦時儲能項目為例，總投資為4000萬元（EPC單位造價2元/瓦時），系統循環效率90%，充放電深度90%，全年運行330天。廣東省每日兩充兩放的度電凈收益為2.718元/千瓦（有尖峰）和1.970元/千瓦（無尖峰），靜態回收周期約為5.58年。合理設置的峰谷時段以及進一步拉大的峰谷價差，結合需求響應等補償政策，推動了用戶側儲能在東南沿海以及工業發達地區的應用。

圖2  2022年電網代購電平均價差（單位：元/千瓦時）

五、補貼激勵促進產業快速發展

截至目前，全國各地正在執行的儲能補貼政策共32項，其中2022年共發布20項，2022年儲能補貼政策主要以用戶側為主，注重與分布式光伏相結合，地方招商落地、產業需求較為旺盛，其中浙江、江蘇、四川、安徽、重慶、廣東等地政策出臺最為密集。補貼方式主要以容量補貼、放電補貼和投資補貼為主，補貼方向主要以與分布式光伏結合、節能技改、低碳減排以及產業落地為主。

2022年，各地政府對儲能產業招商及項目落地需求旺盛，各地補貼政策直接激勵產業擴大生產，降低企業運營成本，有助于儲能項目投資運營，同時也需要冷靜、客觀看待補貼政策對產業發展的影響?；仡櫣夥?、風電產業發展的歷程，良好的產業支持政策有助于提升我國儲能產業在全球市場競爭中的優勢，但與此同時，持續的研發投入，不斷提升技術性能水平，提高生產制造能力，合理布局下一代技術，優化產業鏈發展生態，才是我國儲能產業在激烈的國際競爭中生存立足的根本。

表  用戶側儲能補貼政策

六、促進儲能產業商業化的相關建議

2022年，國家及地方600余項儲能相關政策出臺，直接促進各地規?；瘍δ茼椖柯涞貙嵤?，隨著電力市場改革逐漸步入深水區，儲能政策的重點已開始轉向市場機制和調用機制。目前的政策和市場機制下，儲能仍缺乏穩定、可持續的盈利機制，這是制約儲能商業化發展的最主要因素。針對儲能各主要應用場景，提出建議如下：

在可再生能源配置儲能方面：應按照因地制宜原則，統籌規劃可再生能源配置儲能，避免無效投資；加快新能源全量進入各類市場的節奏；探索新能源+共享儲能聯合運行的商業模式。

在輔助服務市場方面：進一步細化調頻服務品種，根據需求細分快速、慢速不同頻率市場，使得傳統機組與新型儲能等在不同的市場中可以區分體現價值；優化輔助服務市場性能評價、價格、排序、出清等算法和規則，建立有序、公平競爭機制；建議明確不同輔助服務成本的分類分攤、傳導機制與原則。

在現貨市場方面：推動新型儲能逐步采用報量報價模式參與現貨市場；合理制定現貨市場限價區間，優化電價政策，進一步拉大峰谷價差；建議給予新型儲能選擇調度方式的權力；加大現貨市場信息披露，提高新型儲能的市場力分析與監測等能力。

在容量補償方面：根據區域調峰、調頻容量需求，制定科學的調峰、調頻容量折算方法，合理體現儲能在系統中的容量價值；明確容量補償的進入與退出機制，使得新型儲能投資主體能夠更好地評價中長期收益風險；推動新能源全量參與各類市場，探索建立容量市場。

此外，針對獨立儲能，應進一步明確獨立儲能、非獨立儲能定義及調用機制，獨立共享儲能與新能源場站聯合運行/獨立運行機制需進一步細化，針對共享租賃市場，需出臺相關運營規則或指導方案，建立具有公信力的區域容量租賃平臺，確保交易公開、公正，保障租、用雙方的權責。

同時，我們建議出臺支持新型儲能發展的財稅優惠政策，降低儲能成本，進一步加大支持儲能技術、裝備、制造政策力度，增強儲能產業鏈競爭力，同時安全政策應考慮儲能技術進步與規?；l展需求，進一步規范儲能項目的建設運行管理。

2023年，隨著疫情政策不斷優化調整、經濟復蘇、國際交流加強，我國儲能產業仍將保持快速增長的趨勢，在激烈的國際市場競爭中，我國以鋰離子電池為代表的新型儲能技術在全球市場格局中占據絕對領先優勢，同時，壓縮空氣、液流電池、固態鋰離子電池、鈉離子電池等其他主要儲能技術在研發和生產制造方面亦處于國際領先地位。發展新型儲能不僅是我國落實“雙碳”目標、實現能源轉型的必要支撐，同時也是我國實現產業升級、推動經濟發展的戰略性新興產業，是我國在全球能源轉型背景下形成發展優勢的重要技術和產業支撐。因此對新型儲能產業的政策支持，一方面需要精準和深入，破解其參與市場的壁壘，另一方面在產、學、研、用、金融、財稅等各個方面的政策應形成合力，形成體系，為新型儲能的發展營造健康的市場環境，推動其健康、可持續發展，繼續保持和擴大我國新型儲能來之不易的國際競爭優勢。