储能相关政策汇总

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 2017年9月，五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，为国内储能行业由商业化初期过渡向规模化发展转变定下基调。彼时的储能项目大多数为科研示范，电源侧的火储联合调频市场在山西刚刚启动，电网侧未开始，用户侧储能主流技术路线还是铅炭电池，全国电化学储能装机规模也仅仅只有400MW左右....

      四年时间过去了，国内电化学储能项目累计装机规模已经突破3GW，涵盖电源侧、电网侧、用户侧、微电网等各个应用场景，单体百MW级别项目也开始陆续涌现。就在今年7月，国家发改委、国家能源局又发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年，实现新型储能装机规模达30GW以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

      从辅助服务政策的完善、新能源配套储能的推进，峰谷价差的不断扩大....不难看出行业的大规模应用与顶层设计息息相关，下图主要梳理了近几年储能相关的顶层政策：

图1 储能顶层设计政策

      现在随着政策不断完善，多个区域及省份出台了独立储能作为市场主体参与辅助服务的相关政策，就在今年8月份，国家能源局综合司公开征求对新版"两个细则（征求意见稿）"意见，明确了储能获独立主体资格，同时增加了转动惯量、爬坡、调相、稳控切机、快速切负荷等多个辅助服务品种，对行业是重大利好消息。下图主要整理汇总了已经出台的调峰调频相关政策：

图2 储能调峰调频政策

      在辅助服务政策不断完善的同时，国内新能源储能也迎来爆发式增长，截止目前，全国已有20余个省份出台了按照新能源装机5%~20%，1h~4h配置储能的政策文件。不过由于目前储能度电成本偏高，可参与辅助服务少，补偿力度低，电站利用率低等问题，该细分领域还不具备商业模式。下图为部分省份对新能源配套储能的规划及配置比例要求：

图3 新能源配套储能政策及规划

      除了大型集中式光伏、风电新能源场站配套储能，国内多个省市也出台了分布式光储充及微电网补贴支持政策，建设光储充一体化电站不仅可以解决新增充电桩面临的配电增容问题，还可以通过储能削峰填谷，增加新能源的就地消纳，实现本地发电与用能负荷基本平衡，根据需要与大电网灵活互动且相对独立运行。近期广东、浙江、广西、江苏、安徽等地也陆续出台了扩大峰谷价差的电价政策，用户侧储能、光储充及微电网项目盈利模式愈发明朗。下图为部分省份对光储充的支持政策：

图4 光储充、微电网支持政策

      以上主要梳理了国内储能顶层设计、辅助服务补偿、新能源配套、用户侧光储充等相关政策，未来随着“源网荷储”及“多能互补”两个一体化、集中式共享储能、特高压受端配套储能、光储充微电网、户用离网、分布式储能聚合等多种储能应用的持续推进，行业将迎来更大的发展。

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