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储能 专题分析

政策不断出台与健全 剖析中国储能政策发展

June 14, 2022 ESS InfoLink

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在中国祭出2060净零碳排以及再生能源安装量不断高增的情况下,储能安装量也逐年高涨,2021年中国电化学储能装机量超过2.3GW,同比去年增长约50%,其中,发电、电网及用户侧的占比约为40%、35%及25%,而政策正是驱动储能发展的最大助手,2021年开始,中国已有多省明订储能目标,据图一统计,2025年中国部分省份的储能规划规模将近100GW,此外,也有更多省份陆续针对发电侧、电网侧及用户侧提出不同方向的要求与规范机制,换言之,中国至2025年的储能高增速可期。

中國儲能政策

图一:中国部分省份储能规划

发电侧政策

发电侧主要结合再生能源,因此多数政策会强制要求或鼓励优先配置一定比例储能并且有容量与其他细项规范,例如湖南省在《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》中强制规定风电应安装不低于功率15%的储能,集中式光伏则是应安装不低于5%的储能配套,且储能时长皆需高于两个小时;另外像是天津省在《2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》中规定单体超过50MW的光伏项目应配套10%以上,且连续时长不低于1小时的储能设施。除了强制规定储能配套,发电侧政策还会补贴储能电量达标之业主一定金额,例如陕西西安就针对2021年年初至2023年年底期间投运的光储系统自投运次月起按实际充电量补贴1元人民币/kWh,同一项目年度补贴最高不超过50万元,不过要领取该补贴需使用工信部相关行业规范的储能相关配备。

中國部分省分儲能政策

图二:中国部分省分发电侧政策

电网侧政策

储能系统在电网端主要是参与电力市场并且稳定电网,因此最常见的政策为调峰或调频价格补贴,例如山东省调峰补贴0.15元人民币/kWh;AGC调频补贴6元人民币/MW,限制是要参与调峰辅助服务的储能规模不能小于5MW/10MWh,且不能再参与有偿调峰交易的竞价。电网侧的其次政策方向为容量价格补偿,例如云南省会补偿未中标或未被调用的发电单位4元人民币/MW,而中标或因电网需求被调用的发电单位,容量补偿标准为5元人民币/MW,里程报价上下限为3-8元人民币/MW。

用户侧政策

用户侧主要是透过分时电价机制获取收益,目前因为中国储能主力仍是在表前,因此相关政策尚未普及,用户侧主要政策方向为补贴投资或建设业主以及明订交易申报价格,例如东北三省补贴用户侧储能双边交易设施0.1-0.2元人民币/kWh,但是需要被省级及以上电力调度机构监控,并且需要其实时充放电状态,且不得在尖峰时段充电或低谷时段放电,否则不予补偿。

其他促进储能发展政策

除了针对储能不同应用端的个别政策之外,产业扶持政策分时电价政策也会间接刺激储能发展,例如广西南宁的《南宁市动力及储能电池产业扶持政策》对于在南宁市辖区注册并纳税的动力及储能电池企业进行0.1元人民币/Wh的销售补贴,最高补贴金额为115.5亿元,且企业产能规模不得小于55GWh;此外,多省也提高分时电价差距,例如安徽省将季节性高峰电价上浮比例由65%调整为81.3%,其他月份高峰电价上浮比例由54%调整为71% ,低谷用电下浮比例由42%调整为58.5%。

结论

中国储能政策随着再生能源与储能发展也逐步变得清晰明朗,各省纷纷出台相关政策,发电测主要是以订立再生能源配储比例为主,目前以配比10-20%且发电时长2-4小时为多数,Infolink估计未来发电测政策将会走向更长时间的储能,且会有更多如电池循环次数、安全认证及电池衰减率等详细规范;而电网侧政策目前以调峰调频及容量补贴为主,通常补贴价格最低为0.1人民币/kWh,并且会要求储能系统需达一定标准才能参与辅助服务市场。由于中国表前储能政策的大力推动,使得目前表前储能占中国约75%,再加上各省峰谷电价拉大,更是加速了储能在中国的布局。

目前Infolink搜集中国超过20省储能政策,更多详细政策欢迎参考InfoLink相关储能报告

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