2022年中国储能政策盘点

2022年中国储能政策盘点 李臻 中国能源研究会储能专委会中关村储能产业技术联盟 2023年1月 •根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，2022年储能相关政策约600余项，国家层面共发布70余项，相较于2021年政策发布数量成倍增长； •CNESA储能政策库根据重要程度进行分级管理，2022年非常重要的政策有150余项。 数据来源：CNESA全球储能数据库-政策库 •国家政策涉及领域广泛，直接促进产业快速发展 •山东省以示范项目、现货市场、容量补偿等相关政策走在全国前列，成为政策开拓者； •浙江省以分时电价、直接补贴、辅助服务等政策成为用户侧储能开发热土； •山西省以示范项目、辅助服务、现货市场、发展规划政策为主，推动各类技术路线示范应用。 全部政策 80 60 40 20 0 国家浙江广东内蒙古山东安徽山西甘肃河北江苏 非常重要政策 20 15 10 5 0 国家浙江山东山西北京江苏河南河北四川安徽 2022年储能政策密集出台 Page2 数据来源：CNESA全球储能数据库-政策库 第一部分 国家宏观储能政策分析 国家层面储能政策密集出台 聚焦储能发展规划、市场机制、技术装备研发、安全规范管理等方面 发展规划与实施方案 •明确发展目标 •明确核心技术装备重点攻关方向、试点示范方向、区域示范项目 •多元化应用场景、完善体制机制、合理疏导成本 技术创新与装备发展 •《十四五”能源领域科技创新规划》 •《关于推动能源电子产业发展的指导意见 （征求意见稿）》 •2022年“储能与智能电网技术”重点专项 •2022年度能源领域首台（套）重大技术装备申报 Page4 电力市场与调用机制 •《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》 •《电力现货市场基本规则》、《电力现货市场监管办法》 •《新型储能主体注册规范指引（试行）》 安全运行与规范管理 •《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》 •《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》 •强标《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》（征求意见稿） 技术创新&攻关方向 •重点发展大规模、长寿命、高安全、 低成本的储能技术，布局不同技术类型、多种时间尺度； •重点攻关“全过程安全技术”、 “智慧调控技术” 完善市场&成本疏导 •明确新型储能独立市场主体地位，推动 参与各类电力市场，创新投资运营模式； •加大“新能源+储能”支持力度，完善电网侧储能价格疏导机制，鼓励用户侧储能发展的价格机制 发展目标 2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，电化学储能系统成本降低30%以上； 2030年，新型储能全面市场化发展，市场机制、商业模式、标准体系成 熟健全 十四五新型储能发展实施方案 应用布局&区域示范 •大力推进电源侧、因地制宜布局电网 侧、灵活多样发展用户侧储能； •在青海、张家口、山东、河北、山西、吉林、内蒙古、宁夏等地布局新型储能区域示范 Page5 健全标准&安全发展 •新型储能标准体系、安全相关重 点标准、—多元化应用技术标准； •建立项目管理机制，强化安全风险防范，规范项目建设和运行管理 Page6 •坚持以市场化方式为主优化储能调度运行，优化调运机制，保障市场公平 •保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度 ，具有同等权益和相当的利用率，保障储能电站的合理收益。 •首次定义独立储能，打破原有独立储能物理位置及产权界限 •储能可作为独立主体、可与配建电源联合、可部分联合部分独立，参与电力市场交易 价格机制 调用机制 市场机制 加快了各地推动储能参与现货市场、中长期市场、辅助服务市场的进程 拓展了储能商业模式，独立储能、共享储能、联合主体等不同形式参与市场 促进新能源配储的市场化发展，从市场中获得收益和价值 优化调度运行，各地根据实际需求及储能特性，逐步出台调用机制相关政策 Tips： 应不论资产权属，需建立新型储能与其他传统市场主体“平等”的市场准入与机制 既不要给新型储能开特殊“通道”，也不需要给新型储能立特殊“规矩” 通过“市场”平等竞争，实现全社会福利的最大化，才是解决新型电力系统所面临问题的“长效机制”。 •独立储能充电免交输配电价和政府附加基金 ，减少成本和运营压力 •辅助服务费用由发电和用户分摊 •需要通过给予合理的容量电价补偿新型储能的容量价值 •2022年11月工业和信息化部办公厅国家市场监督管理总局办公厅《关于做好锂离子电池产业链供应链协同稳定发展工作的通知》 •“重点攻关研发技术”、“揭榜挂帅”、“首台套政策”等聚焦储能领域“卡脖子”技术 削减通胀法案 俄乌冲突加剧能源安全隐忧 国际原材料价格上涨带来成本压力 国际形势日趋复杂 不公平政策限制，使得产业链竞争压力增大，使我国储能产业海外发展、布局阻力增大 “卡脖子”技术成为产业发展焦点 经过梳理我国储能领域“卡脖子”技术主要聚焦在芯片、安全、关键材料等领域，随着储能成为新型电力系统的重要环节，确保技术、产业链独立自主成为重要考虑因素 原材料上涨过快制约储能规模化发展 锂电池上游原材料上涨迅速，导致下游成本压力激增，在没有良好商业模式情况下，储能降本压力较大，制约规模化发展 Page7 第二部分 主要应用领域政策分析 2021年国家发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，“十四五”期间30GW的储能目标。截止目前，全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模将近67GW。 各地规划的装机规模超过国家近两倍； 市场需求和市场机制是影响产业规模化发展的关键要素； 2022年电网公司储能布局全面启动，国家电网和南方电网纷纷明确储能发展规划： 国网：力争到2030年公司经营区电化学储能提高到100GW。 南网：十四五期间配套新能源的储能规模为20GW。 各级政府需要将文件规划落实到市场应用中。 Page9 资料来源：各省市储能规划文件，CNESA全球储能数据库-政策库 近年来，二十多个省份发布了鼓励或强制新能源配置储能的政策，配置比例在5%-55%之间，时长大概在1-4个小时。 发布新能源配套储能政策的地区 黑龙江 吉林 新疆 辽宁 甘肃 内蒙古 宁夏 青海 北京 河北天津 山西山东 陕西 河南 西藏 江苏 安徽 四川 湖北 上海 重庆 浙江 江西 湖南 贵州 福建 2023年发布 云南 广西广东 往年发布 未发布 海南 数据来源：CNESA全球储能数据库-政策库 不同地区新能源配置储能要求 2小时以上2小时1小时无时长强制 甘肃-河西5市除外 甘肃-河西5市 湖南（光伏）青海（负荷侧） 陕西青海宁夏江苏山东福建天津湖北河北山西浙江-义乌 广西 内蒙古（市场化4h） 河南 湖南（风电）青海（电源侧） 山东（枣庄2-4小时） 青海（可中断负荷侧） 江西 杭州辽宁 安徽 河南吉林西藏江西广东 山西-大同 海南贵州新疆-阿克苏浙江-海宁延安甘肃四川-成都 山西 新疆榆林 鼓励配置 5% 10% 15% 20% 台湾 数据来源：CNESA全球储能数据库-政策库 ge10 •储能反向配置新能源：湖北省：按照抽水蓄能电站容量的20%，配套建设28万千瓦新能源项目。新疆：鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役，新增规模为新建4小时以上时长储能规模的4倍。 •竞争性评分配储：安徽、甘肃、宁夏等地公布多批竞争性配置项目，新能源配置储能的比例成为评分标准的重要一项。 •新能源配储等效利用率低：根据中电联11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储等效利用系数仅为6.1%。 Pa 华北区域 黑龙江 吉林 新疆 辽宁 甘肃 内蒙古 北京 天津 河北 宁夏 青海 山西 山东 华东区域 陕西 河南 江苏 西藏 安徽 上海 四川 湖北 重庆 浙江 江西 湖南 贵州 福建 云南 西北区域 广西 广东 海南 2023年未发布 区域两个细则 省级辅助服务 2022年辅助服务市场特点 2021年底国家发布新版两个细则后，全国各地纷纷发布新版两个细则，2022年辅助服务相关政策共发布33项（包括征求意见稿）； 发布范围广：目前已有四个区域（南方、华北 、华东、西北）、三个省份（山东、江苏、西藏）发布新版两个细则，其中西藏是首次发布两个细则； 各地细化辅助服务规则：在区域/省级两个细则的指导下，各地进一步细化调峰（5个省市 ）、调频（5个省市）辅助服务规则； 明确储能市场主体地位：针对储能提出参与不同辅助服务品种的考核标准及补偿标准； 台湾 南方区域 资料来源：CNESA全球储能数据库-政策库 Page11 发布单位 调峰辅助服务 准入门槛 补偿价格 市场主体 西北能监 局 无 省间调峰0-0.6元/kWh 新型储能 华东能监 局 无 160元/MWh 新型储能 南方能监局 10MW/10MWh、30MW/30MWh及以上 0.792元/kwh（广东） 独立电化学储能电站/可调节负荷 安徽省 无 最高报价800元/MWh 电源侧、负荷侧和公用电储能 西藏 10MW及以上 按调峰困难时段的储存电量的一定比例补偿 独立电化学储能/风储/光储 甘肃能监 办 10MW/20MWh及以上 调峰容量市场300元/MW·日 电网侧储能 江苏能监 办 20MW/40MWh及以上 上限900元/MWh 浙江能监办 5MW/5MWh及以上 每日削峰0-1000元/MWh，填谷0-320元/MWh 第三方独立主体 福建能监 办 2.5MW/2.5MWh及以上 深度调峰950元/MW·日 独立新型储能 湖南能监 办 5MW/10MWh及以上 0-500元/MW 独立储能 发布单位 调频辅助服务 准入门槛 AGC补偿方式 补偿价格 华北能监局 无 时间补偿 APC10元/小时，新型储能2.5元/MW、负荷聚合商10元/MW 西北能监局 无 容量补偿+里程补偿 一次调频150分/万千瓦时、调节 华东能监局 无 容量补偿+调频里程 一次调频（400元/MWh）、AGC（容量补偿360元/MW·月、里程补偿3元/MW）、APC（容量补偿240元/MW·月、里程补偿4.5元/MW） 南方能监局 10MW/10MWh 容量补偿+调频里程 一次调频（大小频差1500、75元/kWh)，二次调频（广东容量12、电量80元/MWh) 安徽省 独立储能10MW/20MWh，虚拟电厂5MW/5MWh 基本补偿+调用补偿+现货补偿 里程补偿最高6元/MW 湖北省 5MW/5MWh 容量补偿+调频里程 里程补偿5-15元/MW 重庆市 5MW/5MWh 容量补偿+调频里程 里程补偿5-15元/MW 江西省 4MW/4MWh 里程补偿 6-15元 西藏 10MW及以上 贡献量补偿 补偿=P*K*0.2元/MW 山西能监办 无 投运时间+调频里程 10-30元/MW 甘肃能监办 10MW/20MWh 调频里程 上限12元/MW 江苏能监办 无 基本补偿+调用补偿 调频里程报价0.1-1.2元/MW；基本服务补偿标准：2元/MW 浙江能监办 无 容量补偿+里程补偿 容量补偿5元/MWh;电量补偿40元/MWh 山东能监办 无 调频里程 0~8元/MW Page12数据来源：CNESA全球储能数据库-政策库数据来源：CNESA全球储能数据库-政策库 山东省是首个也是目前唯一有独立储能参与现货市场的地区。国家发布《电力现货市场基本规则》《电力现货市场监管办法》后，各地将进一步落实相关要求，将加快储能参与现货市场步伐。 区域型 非试点地区 河北南网、冀北、陕西、江西、 南方区域、京津冀区域电力市场试点建设工作稳步推进，南方区域市场已于2022年7月启动模拟试运行。 第二批试点 绿电交易机制将进一步得到完善，电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，或将开拓储能收益渠道。 上海、江苏、湖北、河南、辽宁、 贵州、重庆、海南、新