2021-07-07 08:38:11 中关村储能产业技术联盟 　 作者： CNESA郭凡/宁娜  

2021年，中国光伏行业协会特约中关村储能产业技术联盟为其撰写“我国光储市场发展情况”分析报告，并发布于《2020-2021年中国光伏产业年度报告》中第十章第五小节中，该报告已于2021年6月正式发布。

储能联盟计划分期分享与大家，上期探讨了2020年中国光储市场发展报告(市场发展篇)，本期带您了解中国光储市场的政策更新。

光储相关政策更新

2020年，光伏配套储能的相关政策可以主要分为两大类，一类是多个地方提出的光伏发电需按照一定比例配置储能，以缓解电力消纳问题，降低弃光率。另一大类是随着光伏、储能、新能源汽车行业的不断进步，国家、和各地方出台的多项针对“光储充”设施的支持政策。

(1)光伏发电按比例配置储能

①国网山东《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》

2020年6月5日，国网山东发布了《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》，在该文件中，明确了根据申报项目承诺，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。

②国网山西《关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见》

2020年6月2日，国网山西《关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见》，意见中建议新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15-20%的储能，落实消纳协议。

③国网河南《关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告》

2020年4月21日，国网河南《关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告》，报告中指出，省内“十四五”新能源消纳能力已达到极限，建议以后新纳入政府开放方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施提高调峰能力。

自2019年底开始，全国已经有超过11省新能源对新建风电和光伏项目都有要求加装储能的要求或倾向。按照理想模式，在集中式光伏、风电基地布局大容量储能，通过平滑输出、参与调峰调频，提高电能质量，参与电网负荷平衡，从而优化新能源消纳，是被寄予厚望的储能应用场景。

(2)针对“光储充”设施的支持政策

2020年11月，国务院办公厅印发的《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》明确指出，鼓励“光储充放”(分布式光伏发电—储能系统—充放电)多功能综合一体站建设。

工业和信息化部副部长辛国斌在政策解读会上表示：鼓励新能源车用新能源电，支持新能源汽车能源利用与风力发电、光伏发电的协同调度，鼓励光储充放多功能综合一体站的建设。

①福建工信厅印发《“电动福建”建设三年行动计划(2020-2022年)》

2020年7月，福建工信厅印发《“电动福建”建设三年行动计划(2020-2022年)》。计划中指出，鼓励风力、光伏电站等配备储能设备，提升电能质量;推进一批风光储一体化、光储充一体化和储能电站项目建设，大力推动储能商业化应用。

②合肥市人民政府关于加快新能源汽车产业发展的实施意见

2020年11月，安徽合肥市人民政府印发关于加快新能源汽车产业发展的实施意见，其中指出要促进融合发展：探索新能源汽车、充换电站、储能站与电网能量高效互动的示范应用，鼓励建设“光储充放”(分布式光伏-储能系统-充放电)多功能综合一体站。

4、光储联合应用存在的问题

各种储能技术的成本在过去几年中实现大幅下降，特别是锂离子电池技术，这对于需要实时平衡电力系统无疑是一个积极的，结构性的利好。储能系统允许能量在不同时间上转移，随着如光伏，风电可再生能源占比的增加，由于其天然的波动性。使得电力系统必须具有额外的灵活性，以保持在各个时间尺度上的平衡。储能所提供的价值目前已经很清晰，但是在具体的商业模式层面，储能如何能和可再生能源配合，将其灵活性优势进行货币化，这不仅仅是发电侧和储能的问题，还要由电力市场的完善度，以及现有调度体系是否会根本变化来定。

在储能技术本身方面，目前锂电的安全性依然存在问题，北京集美大红门25MWh直流光储充一体化电站出现的爆炸事故表明，储能电站目前仍缺乏系统性的标准和规范，存在唯低价中标，忽略系统安全的现象。需要国家尽快出台系统性规范及安全标准。

主要问题一：新能源按一定比例强制配置储能的合理性问题，我国目前实施的依然是基于“三公”原则电力调度体制，所有机组的收入均基于发电量，储能商业模式也围绕如何获得发电量，跟普通发电厂其实并没有差异。配置储能属于解决波动性问题，但这个价值目前并没有明确的可量化市场收益(除了计划体制色彩的给予优先调度，而这也最后也转化为发电量)。储能的灵活性调节价值并没有量化的回报方式。而目前大部分成熟电力市场化国家均以实现基于经济调度原则，以成本最小化为目标的调度方式。在这种调度机制下，可再生能源发电凭借成本优势天然就可获取大部分电量合约，其他化石能源与储能充当边际机组，通过维持电力平衡(如尖峰时刻)，以较高的边际电价或辅助服务价格回收成本。

在电力平衡层面，可再生能源如果已经支付了相应的“破坏平衡”的成本(如发电合约与实际发电容量的差额)，则不必在付出额外的成本(如强制性的储能配置指标)，电力平衡由边际机组以及灵活性资源承担。储能+可再生能源的价值货币化，不仅仅是发电侧与储能的问题，这实际上涉及到整个电力市场化交易规则与调度体系的设计，如果在顶层规则上没有实质性的改变，则缺乏合理商业模式问题会一直存在。只有建立充分市场化竞争的交易体系，彼此都是平等的市场参与者，可再生能源发电量由市场参与者之间的交易确定。系统为了保持平衡，调度体系具有部分可控资源(储能可以是其中一种)以平衡系统的偏差，可再生能源如果从破坏这种平衡获得了足够的“惩罚”，比如支付不平衡罚金(双边市场中承诺出力与实际出力的差别)，那么也并不需要额外的付出(如强配一定比例的储能)。责权分明，配置储能的容量由参与市场的机遇和回报确定，这样才能根本上解决储能配置的问题，即“由市场确定配置比例”。

主要问题二：储能电池系统的安全问题，2021年4月16日，北京大红门集美家居市场直流光储充一体化项目发生重大事故，电站北区在毫无征兆的情况下突发爆炸，导致2名消防员牺牲，1名消防员受伤。爆炸事故给行业带来深刻反思。当前和今后一段时期，储能技术在不同应用场景，会有各种可以预见和难以预见的风险因素，安全问题是行业发展的底线问题。目前我国电化学储能以磷酸铁锂电芯为主，热稳定性相对较好，但仍存在燃爆风险。如何保证大批量电芯生产质量，直接考验着企业的产品设计和生产流程把控，包括生产环境、生产数据和过程质量的管控。

目前来看储能的标准体系尚未形成，影响行业快速健康发展。储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节，储能系统标准体系不完善，无法保证储能产品质量与安全，直接影响储能产业健康、快速发展。

目前系统集成设计、EMS、BMS、日常管理技术等储能相关标准全部处于空缺状态，储能系统并网验收标准也不够完善。部分地区要求光伏强制配备储能，但电网公司并没有明确储能如何参与调度，以及调度的频次，充放电次数、放电深度多少算合格，标准的缺位造成了当前储能系统门槛不一的局面。

主要问题三：技术与非技术成本高，根据测算，2020年储能的度电次成本在0.5元左右，按照目前的储能系统度电成本，距离规模应用的目标度电成本0.3~0.4元还有一定的差距。

一方面由于储能尚未实现规模化应用，储能的技术成本较高;另一方面，国内储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资等无形拉高了储能投资成本，非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一。

5、未来发展趋势及建议

在国家碳达峰，碳中和目标的引领下，可再生能源接入引发了系统平衡灵活性增加的需求，这也决定了光伏储能联合的市场潜力巨大。但在目前阶段，光储结合的成本距离完全的平价上网依然还有距离，更短时间尺度市场化竞争性电力交易规则依然还未完善。光储结合目前还需要政策扶植。

从未来发展的角度，对光储联合有以下三点的建议

第一、加快现货等短时间尺度竞争性市场化电力交易规则的完善进程，允许并鼓励可再生能源和储能参与电力市场化交易，合理设置交易价格的上下限，正确反映电力在不同时间和空间尺度的价值，通过市场机制实现盈利。在计划向市场体制的过渡时期，建议确立终端峰谷电价动态调整机制，并在有条件的地区加快探索储能容量电费机制，试点储能容量市场。

第二、落实可再生能源场站与储能联合参与辅助服务的细则，实现辅助服务成本向受益方的传导。同时细化辅助服务类型，增加备用，爬坡等产品，实现辅助服务与电能量联合优化出清，正确体现储能提供灵活性的价值。现阶段可以重点培育“第三方独立辅助服务提供者”市场角色;探索、试点辅助服务参与方从发电侧延伸至用户侧的新机制。

第三、加强光储产品的标准化，模块化。建立和完善光储系统的安全标准体系。制定发布储能系统级的设计、安装、并网性能评价标准，建议参考UL9540、NPFA855、VDE2510、IEC62933等相关标准;完善储能电站的并网规范标准要求，统一“新能源+储能”的电站设计要求;尽快完善储能电站的调度规范标准要求，为储能接入电网，更好地支撑电网系统打下基础。在储能电站并网验收方面，对于储能系统并网验收建议综合考虑储能系统特性，建议参考南方电网验收标准建立严格的验收测试规范并严格执行;在储能系统并网验收中，建议明确储能系统中关键参数以及验收集体实施标准和方法;加强储能系统的可调度性能测试，确保储能系统更好地支撑电网运行的稳定性。