年內超520條儲能政策密集發布 用戶側儲能商業化提速

　　在國家提出構建新型電力系統下，“源網荷儲”的概念應運而生，儲能的發展廣受關注。

　　今年以來，儲能政策市場迎來爆發期。據21世紀經濟報道記者不完全統計，今年1-11月，全國共發布國家層面儲能政策67條和地方層面儲能政策超450條。而在剛剛過去的11月，國家和地方層面共發布儲能相關政策54條。

　　政策的大力推行下，全國儲能市場正在快速成長。但不可否認的是，目前國內儲能市場仍是政策性的市場，距離市場化運作還存在一段距離。

　　受訪專家認為，其中的主要原因在于儲能在電力市場中的利用率仍不高，主要是在強制配儲的政策下發揮調節新能源不穩定性的作用，以削峰填谷的方式從峰谷電中賺取價差，但由于現在市場上峰谷電之間的價差較小，儲能難以回本、盈利。同時，市場參與者的競逐下儲能市場面臨著低端產能過剩的難題。

　　儲能政策市場“爆發”

　　隨著國家戰略的推動，今年以來，全國各地迎來儲能政策市場爆發期。

　　根據21世紀經濟報道記者不完全梳理，今年1-11月，全國共發布國家和地方層面儲能政策超過520條，涉及儲能規劃布局、儲能補貼、新能源配儲、儲能參與電力市場交易、充換電及新能源汽車等多個領域。

　　而剛剛過去的11月，國家和地方層面發布了超50條儲能政策。國家層面，11月13日，工信部、住建部等五部門發布《關于開展第四批智能光伏試點示范活動的通知》，將光儲融合作為優先考慮方向，應用新型儲能技術及產品提升光伏發電穩定性、電網友好性和消納能力，包括光伏直流系統、光儲微電網、農村光儲充系統、便攜式光儲產品等方向。

　　11月16日，國家能源局綜合司發布《關于加強發電側電網側電化學儲能電站安全運行風險監測的通知》，明確提出9條措施強化發電側、電網側電化學儲能電站安全運行風險監測和預警，保障電力系統安全穩定運行。

　　地方層面，包括山東、浙江、四川、廣東、河南、江蘇、貴州、湖北、江西、內蒙古在內的超20個省市自治區均在11月發布儲能相關政策。

　　其中，北京、廣東、江蘇、福建、內蒙古等地繼續完善當地儲能補貼政策。例如，北京市經信局12月23日發布《北京市關于支持新型儲能產業發展的若干措施》，提出組織實施新型儲能產業“筑基工程”，聚焦產業鏈卡點環節開展揭榜攻關，解決行業關鍵核心技術“卡脖子”難題，按照不超過攻關投資30%的比例，給予最高3000萬元補助資金。11月28日，廣東佛山市南海區招商局發布《佛山市南海區促進新型儲能產業發展扶持辦法(征求意見稿)》，提出設立南海區新型儲能產業發展扶持專項資金，扶持資金規模不超過1億元。

　　同時，浙江、江西、江蘇、內蒙古等地部分城市發布儲能規劃政策。例如，內蒙古自治區人民政府于11月7日發布《內蒙古自治區新能源倍增行動實施方案》，提出力爭“十四五”后三年每年完成新增新型儲能并網300萬千瓦。11月15日，湖州市發改委印發《湖州市儲能和氫能產業發展實施意見》，提出至2027年，儲能行業實現產值1500億元左右，制定各級儲能相關標準20項以上，儲能裝機容量達4.8GW以上等目標。

　　各地競逐儲能賽道，展開儲能規劃布局并出臺相應的補貼措施推動行業運作，有利于儲能產業發展提速，但目前來看，盡管全國儲能市場快速成長，但距離市場化運作仍有一段距離。

　　中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎向21世紀經濟報道記者表示，地方出臺的儲能補貼、容量電價等政策，起到了輔助性作用，但真正推動儲能形成市場化運作的關鍵在于，在沒有輔助的前提下實現峰谷價差的“兩充兩放”等，這種情況下，用戶側儲能可以具備投資價值，目前，上海、廣東、浙江、海南、江蘇等地已經基本實現。

　　例如，廣東新型儲能產業勢頭強勁，正朝著“萬億級”規模進發。數據顯示，今年僅前9月，廣東新型儲能產業營業收入已突破2890億元，同比增長7.3%。2022年，廣東省新型儲能產業營業收入約1500億元。

　　仍存使用率不高等問題

　　在“雙碳”目標下，國家提出構建新型電力系統的目標，同時，“源網荷儲”的概念興起，儲能的發展得到關注，各地均在加大力度推動儲能的發展，一方面是制定規劃、出臺相應的補貼政策;另一方面，為使儲能發揮其作用，多地推動新能源配儲，調節新能源的不穩定性。

　　11月以來，四川、貴州、山東、河南、吉林、湖南等地部分城市出臺了新能源配儲相關政策。四川省發改委、四川省能源局11月2日發布《關于開展新型儲能示范項目遴選工作的通知》，其中提出對2023年7月20日后核準或備案的單獨開發的風電、集中式光伏項目，原則上按照不低于裝機容量10%、儲能時長2小時以上配置新型儲能。

　　11月6日，貴州省能源局發布《貴州省新型儲能項目管理暫行辦法》，建立“新能源+儲能”機制，對集中式風電、光伏發電項目暫按不低于裝機容量10%的比例(時長2小時)配置儲能電站。

　　但多位受訪專家向記者指出，目前，儲能參與電力市場主要是進行峰谷價差之間的套利，等同于低買高賣，會存在使用率不高的問題。

　　中國(深圳)綜合開發研究院，財稅貿易與產業發展研究中心主任韋福雷向21世紀經濟報道記者表示，實際上，目前光伏、風電等大基地項目強制配儲的利用率不高，遠遠達不到市場化水平。光伏和風電配儲是為了調節新能源的不穩定性，通過儲能來削峰填谷，但現在市場上峰谷電的價差基本在一度電一塊錢左右，目前的利用效率難以平衡其中的成本，儲能距離完全的市場化運作還存在一段距離。

　　“這需要從使用端和生產端兩個方面改善。”韋福雷進一步分析，從使用端來看，電力市場制度需要更加靈活，讓市場對電定價，使得價差有利用空間，同時，要提升市場對于儲能的接納程度，提高儲能使用率，價差增加、充放電使用次數也增多，儲能的收益就能得到提升。從生產端來看，需要進一步降低儲能投資的項目成本，隨著儲能的規模化發展，在成本降低的同時提升收益，并從中找到平衡點，儲能就能夠初步達到市場化的水平。

　　彭澎同時也提到，目前各地新能源配儲已經更加靈活化，很多地方開始采用租賃的形式，避免了以往強制配儲但無法發揮作用的問題。

　　此外，在政策的大力推行下，儲能制造端的企業也覺察到了產業藍海，一些原本就有儲能相關業務的電池企業開始選擇轉產或是擴大產能，使得儲能市場競爭日趨激烈，同時也帶來了產能過剩的隱患。

　　“事實上，按照現在儲能的利用率來看，想要回本、盈利是比較難的，但一方面是政策要求下的強制配儲;另一方面，儲能作為新型電力系統中的重要組成部分，很多人希望能夠搶先入局，等待市場成熟后再彌補現在的虧損，因此儲能賽道的市場參與者越來越多。”韋福雷表示。

　　高工產業研究院(GGII)的一組數據顯示，儲能電池的整體產能利用率已經從2022年的87%下降到了2023年上半年的不足50%。這意味著目前儲能電池的產能近半數是閑置的，市場的需求遠遠跟不上供給側的增長。

　　“市場爭相競逐儲能市場，造成產能尤其是低端產能過剩的問題，是值得我們關注的。”韋福雷表示，從政策來看，相關部門應該根據目前的產能情況建立及時的預警機制，在項目核準上要對低端、重復的項目盡量進行調控。同時，很多新能源企業以IPO作為主要融資渠道，在審核企業資質時也要更加關注企業質量，是否能真正代表未來的技術方向。此外，銀行在對儲能相關企業進行授信貸款時也要審慎一點，做好未來風險的評判。

　　文章來源：21世紀經濟報道 作者： 吳文汐