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从国家到地方各层面出台了与储能相关政策超200余项

作者:冯优 来源:能见 发布时间:2022-01-02 浏览:

中国储能网讯:当前,政策和市场环境是促进我国储能产业发展的关键。在双碳目标及进入“十四五”发展新阶段的双重背景下,储能在未来我国能源体系建设中的关键地位越发突显。

面对储能商业化和规模化发展的迫切需求,国家相关主管部委和机关以及行业协会一直在努力协同积极引导储能政策和市场环境的改善。

回顾即将过去的2021年,堪称储能政策大年。从国家到地方各层面出台了与储能相关的政策超200余项(文末附详情表),涉及市场交易规则、电价机制、直接资金补贴及建设规划等各方面。

「能见」通过对年度政策梳理发现,2021年对储能产业影响深远的主要有三弹重磅利好政策。

第一弹重磅利好是从国家层面首次提出装机规模目标。7月23日,国家发展改革委、国家能源局正式联合发布《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》,明确到2025年,我国新型储能装机规模达3000万千瓦以上。

这一目标接近当前新型储能装机规模的10倍,该发展前景和市场规模给行业带来巨大信心。

第二弹重磅利好是从国家层面明确要拉开峰谷价差。7月29日,国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》,要求进一步完善峰谷电价机制,合理确定峰谷电价价差。合理确定峰谷电价价差,上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4:1,其他地方原则上不低于3:1;尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

随后,全国各地纷纷出台相应政策,均在不同程度上拉大峰谷价差电价。近日,国家电网、南方电网公司陆续公布29省市区域2022年1月代理购电电价,而根据北极星储能网统计分析,目前共有19省区的最大峰谷电价差超过0.7元/kWh。

众所周知,峰谷价差套利是储能产业最广泛和最重要的商业模式,进一步拉大尖峰电价,无疑是对储能产业发展起到至关重要的作用。

第三弹重磅利好是从国家层面要求新能源配储能。2021年8月10日,国家发改委、国家能源局正式发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》,要求超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上,下同)配建调峰能力,按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网;超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力,鼓励按照20%以上挂钩比例购买。

此前新能源配储能,都是由一些地方能源主管部门给出相应要求(一般要求配备5%-20%不等),但并非所有地方都强制上储能。此次《通知》则将新能源配储能上升到国家层面,成为全国性政策。

此外,一直反复被业内强调的将储能列为市场主体也得以正式确认。12月24日,国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》,明确将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理。并且鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。

不过,虽然在多重利好加持下,我国储能行业处于高速发展期,但仍有不少问题亟需解决。比如新能源企业自建储能,加重企业经营负担,如何调动企业积极性?储能充放电量安排与新能源企业利益直接相关,如何监管调度的公平性?现行峰、平、谷电价时段固定,难以反映真实的供需关系?对储能的补贴仅限于少数地方层面,国家层面是否会出台补贴政策等等。

总之,在“双碳”国家战略目标驱动下,储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备,其规模化发展已经成为必然。但截至目前,储能设施的系统性成本与收益,以及相关受益主体尚未得到详细且明晰的评估,成本也未疏导至受益主体,导致政策的有效性和可持续性仍存疑。

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关键字:储能政策

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