环球快播：2022年度储能政策发展回顾

中国储能网讯：2022年，我国相继出台众多政策支持储能的发展。《“十四五”能源规划》明确了新型储能的独立市场主体地位与功能定位，提出了符合实际切实可行的发展目标，初步描绘了未来新型储能的发展路径，有助于在宏观层面指导各部委和地方政府合理、有序推进部署新型储能的建设工作。《“十四五”新型储能发展实施方案》从发展方向、支持措施等多方面提出了促进新型储能发展的具体意见。储能的发展即将迎来春天，春风和煦的日子里，我们一起回顾下2022年国内储能政策的发展。

一、国家层面政策

(相关资料图)

（一）《“十四五”可再生能源发展规划》明确储能的发展方向

2022年6月1日，国家发改委、国家能源局、财政部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、农业农村部、中国气象局、国家林业和草原局联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称“《十四五”能源规划》”），引起了业内的广泛关注。十四五能源规划中提及：推动其他新型储能规模化应用。明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、电网侧和用户侧多场景应用。创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类调节服务。创新协同运行模式，有序推动储能与可再生能源协同发展，提升可再生能源消纳利用水平。

政策解读：《“十四五”能源规划》是整个“十四五”期间我国能源发展的宏观蓝图和总体纲领，也是我国“双碳”目标提出之后的第一个能源发展五年规划。从政策导向角度，《“十四五”能源规划》的出台，深入明确了新型储能的独立市场主体地位与功能定位，提出了符合实际切实可行的发展目标，初步描绘了未来新型储能的发展路径，有助于在宏观层面指导各部委和地方政府合理、有序推进部署新型储能的建设工作。

（二）《“十四五”新型储能发展实施方案》勾勒新型储能的发展蓝图

2022年1月29日，国家发改委、国家能源局于2联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源[2022]209号，以下简称“209号文”），其主要内容如下：

1. 发展目标：到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

2. 加大力度发展电源侧新型储能；

a. 推动系统友好型新能源电站建设：在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。

b. 支撑高比例可再生能源基地外送：依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源电量占比。

c. 促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳：配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。

d. 促进大规模海上风电开发消纳：结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究，降低海上风电汇集输电通道的容量需求，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。

e. 提升常规电源调节能力：推动煤电合理配置新型储能，开展抽汽蓄能示范，提升运行特性和整体效益。探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

3. 因地制宜发展电网侧新型储能；

a. 提高电网安全稳定运行水平：在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能，作为提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力的重要措施。

b. 增强电网薄弱区域供电保障能力：在供电能力不足的偏远地区，如新疆、内蒙古、西藏等地区的电网末端，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在电网未覆盖地区，通过新型储能支撑太阳能、风能等可再生能源开发利用，满足当地用能需求；

c. 延缓和替代输变电设施投资：在输电走廊资源和变电站站址资源紧张地区，如负荷中心地区、临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区等，支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综合建设成本。

d. 提升系统应急保障能力：围绕政府、医院、数据中心等重要电力用户，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式新型储能作为应急备用电源，研究极端情况下对包括电动汽车在内的储能设施集中调用机制，提升系统应急供电保障能力。

4. 灵活多样发展用户侧新型储能；

a. 支撑分布式供能系统建设：围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，以及具备条件的农村用户，依托分布式新能源、微电网、增量配网等配置新型储能，探索电动汽车在分布式供能系统中应用，提高用能质量，降低用能成本。

b. 提供定制化用能服务：针对工业、通信、金融、互联网等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，根据优化商业模式和系统运行模式需要配置新型储能，支撑高品质用电，提高综合用能效率效益。

c. 提升用户灵活调节能力：积极推动不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设，探索推广电动汽车、智慧用电设施等双向互动智能充放电技术应用，提升用户灵活调节能力和智能高效用电水平。

5. 推动新型储能参与各类电力市场：加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。

6. 完善适合新型储能的辅助服务市场机制：推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。

7. 加大“新能源+储能”支持力度：在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。

8. 完善电网侧储能价格疏导机制：以支撑系统安全稳定高效运行为原则，合理确定电网侧储能的发展规模。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。

9. 完善鼓励用户侧储能发展的价格机制：加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，增加用户侧储能的收益渠道。鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。

10.探索推广共享储能模式：鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。

11.研究开展储能聚合应用：鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施的聚合利用，通过大规模分散小微主体聚合，发挥负荷削峰填谷作用，参与需求侧响应，创新源荷双向互动模式。

12.创新投资运营模式：鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。建立源网荷储一体化和多能互补项目协调运营、利益共享机制。积极引导社会资本投资新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。

政策解读：《“十四五”新型储能发展实施方案》是整个“十四五”期间我国新型储能发展的宏观蓝图和总体纲领，也是现阶段我国提出的首个有关新型储能发展的五年规划和具体方案。《“十四五”新型储能发展实施方案》不仅勾勒出我国新型储能发展的两步走方案，并从技术创新、试点示范、规模发展、体制机制、政策保障、国际合作等重点领域对“十四五”新型储能发展的重点任务进行部署，有效回答了新型储能项目在投资建设过程中面临的具体环节的实操问题，有助于指导各部委、各级政府发展新型储能建设的工作推进，也为未来配置新型储能项目的领域方向提供指引。值得注意的是《“十四五”新型储能发展实施方案》并未设置目标装机规模，而是更加倾向于提高技术创新能力。不以单纯的装机规模为目标，更加体现了国家强调因地制宜，多种储能技术市场化选择，市场化发展，更有利于促进储能行业的健康、高质量发展。

此外，在政策方面，《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出将尽快完善新型储能全产业链标准体系，加快制定新型储能的相关安全标准，进一步明确有关技术标准，并鼓励各地根据实际需要对新型储能项目在投资建设、并网调度、运行考核等方面给予政策支持，推动设立储能发展基金，拓宽新型储能项目的融资渠道。

（三）《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》为新型储能参与市场和调度运行提供指引

2022年5月24日，国家发改委、国家能源局综合司联合发布《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》（以下简称“475号文”），主要内容如下：

1. 总体要求：新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。

2.新型储能可作为独立储能参与电力市场：具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。

3.鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场：以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。

4.加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰：加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

5.充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务：鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。辅助服务费用应根据《电力辅助服务管理办法》有关规定，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。

6.优化储能调度运行机制：坚持以市场化方式为主优化储能调度运行。对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制，项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。

7.进一步支持用户侧储能发展：各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。根据各地实际情况，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。

8.建立电网侧储能价格机制：各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

9.修订完善相关政策规则：在新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》基础上，各地要结合实际、全面统筹，抓紧修订完善本地区适应储能参与的相关市场规则，抓紧修订完善本地区适应储能参与的并网运行、辅助服务管理实施细则，推动储能在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用。

政策解读：475号文首次在国家层面明晰新型储能如何参与市场和调度运行，并对新型储能参与市场中遇到的主体地位、电价、交易机制以及调度运行机制等问题做出正面回应。同时，475号文也是目前首个对独立储能进行完整定义的政策文件。475号文要求各部门、各地区政府要以市场化模式发展储能，在储能调度运行、储能价格机制等方面进行合理引导，保障市场公平。475号文的出台将进一步加快各地区推动储能参与电力市场交易的进程，促进储能市场交易机制的完善。

二、地方层面政策

（一）广东省能源发展“十四五”规划加强对储能的支持力度

2022年4月，广东省政府发布《广东省能源发展“十四五”规划》，明确加快培育氢能、储能、智慧能源等新兴产业建设差异化布局的新能源产业集聚区。推进先进储能在电力领域示范应用，制定储能项目成本回收机制、创新储能项目营运模式，强化储能标准体系建设。带动产业发展。积极布局大容量储热（冷）、物理储能等其他创新储能产业。推进广州、深圳、惠州、肇庆储能生产制造、科研创新产业链集聚发展。

（二）江苏省推动新型储能示范应用和规模化发展

2022年8月1日，江苏省发改委发布《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》，提出加快推动江苏省新型储能示范应用和规模化发展，提升电力系统调节能力，促进新能源消纳。重点发展电源侧新型储能，要求在电源侧建立“新能源+储能”机制。对于不具备配建储能电站条件的光伏项目，可通过购买方式落实储能容量。鼓励分布式光伏发电项目配建储能电站或购买调峰服务。鼓励存量新能源项目增配或购买新型储能调峰能力，提高存量新能源电站的系统友好性，增强系统对新能源电力的接纳能力。鼓励燃煤电厂合理配置新型储能，提升常规电源调频性能和运行特性。探索开展新型储能配合核电调峰调频等应用。有序发展电网侧新型储能，要求在电网侧增加电网事故应急备用、延缓或替代电网工程投资，电网侧新型储能现由电网企业直接投资建设或委托建设、购买服务。灵活发展用户侧新型储能，鼓励用户侧新型储能设施聚合利用，发挥削峰填谷作用，参与辅助服务市场和需求侧响应，实现源荷双向互动。推进新型储能技术示范应用，推进新型储能在新能源出力计划跟踪、新能源消纳、调峰、调频、供电能力提升、应急供电保障、延缓输变电升级改造等功能场景的多元化应用。鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。

（三）河北省布局超1700万千瓦独立储能项目

2022年5月20日，河北省发改委发布《全省电网侧独立储能布局指导方案》及《全省电源侧共享储能布局指导方案（暂行）》,提出为满足河北省电网调峰调频需求，将优先在冀北电网的张家口、承德地区、河北南网的太行山沿线及重点县区布局储能项目。技术层面，优先适度布局建设锂离子电池、液流电池储能项目，支持不同技术路线的储能项目开展试点示范，率先在张承地区和沿太行山脉推动开展飞轮、压缩空气、钠离子、储氢等储能技术试点示范，待项目市场运行成熟后进一步推广应用。“十四五”时期，预计将在石家庄的井陉、平山、灵寿，保定的阜平、涞源、满城，邢台的宁晋、临西、南宫，沧州的黄骅、海兴、渤海新区，衡水的故城、饶阳、阜城，邯郸的涉县、武安、肥乡等县区，共布局独立储能项目建设规模800万千瓦，在张家口的张北、康保、尚义，承德的丰宁、围场、隆化，唐山的乐亭、玉田等县区，共布局独立储能项目建设规模900万千瓦。

（四）安徽省推动电化学储能发展

2022年8月17日，安徽省能源局发布《安徽省新型储能发展规划（2022-2025）》。明确“十四五”期间，安徽省新型储能设施发展以电化学储能为主，积极推动新能源制氢、压缩空气、机械飞轮等新型储能技术研究和应用，探索共享储能等新模式、新业态。到2025年，安徽省实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，全省新型储能装机规模达到300万千瓦以上。鼓励建设集中式储能电站，提高利用效率。支持新能源发电企业结合自身情况，按照集约高效的原则，通过自建、合建等方式建设独立储能电站。积极引导社会资本投资建设独立储能电站。积极支持各类主体开展共享储能等创新商业模式的应用示范，营造开放共享的储能生态体系。鼓励有配置储能需求的新能源发电企业就地就近、长期租赁共享独立储能电站。加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，通过市场发现价格。探索需求侧响应、虚拟电厂聚合收益模式。统筹考虑电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力、用户承受能力等因素，完善峰谷电价、尖峰电价政策，拉大峰谷价差，提升用户建设储能电站收益率。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

部分地区关于储能的地方性补贴政策

从目前的储能的地方性补贴政策来看，现阶段储能的补贴政策主要集中在用户侧，补贴方式以容量补贴、放电补贴和投资补贴三种形式为主，补贴方向更多地侧重于与分布式光伏的结合。经过我们梳理，2022年至今发布的储能的地方性补贴政策主要包括以下：