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近兩年來，儲能賽道進入高速發展期，新能源發電累計裝機容量大幅度提升。儲能當前的發展模式主要是通過政策驅動與需求驅動。
從政策層面來看，我國中央及地方發布的儲能政策源源不斷，這些政策對儲能配置比例與充放電次數提出了一定要求，同時大量的儲能補貼扶持企業健康發展。
配儲比例政策
國家能源局發布的數據顯示，截至今年10月底，全國累計發電裝機容量約25.0億千瓦，同比增長8.3%。其中，風電裝機容量約3.5億千瓦，同比增長16.6%；太陽能發電裝機容量約3.6億千瓦，同比增長29.2%。
可以看出，我國新能源發電在電網中的占比越來越高，但如果儲能跟不上的話，就會產生棄風棄光的現象。
今年1-9月，我國各地棄風電量達到了147.8億KWh，棄光電量約為50.2億KWh，合計高達198億KWh。
2021年至今，包括上海、江蘇、浙江、廣東、山東在內的超25省出臺了近50條政策，要求電站配置一定比例的儲能，以此解決光伏、風電波動性強的問題，提高電網的消納能力。
從這一系列政策可以看出，各地均在鼓勵有條件的光伏項目配備儲能，大部分地區均要求連續儲能時長為2小時，比例不低于電站裝機規模的10%容量。
其中，山東濟南平陰、山東棗莊、廣西、海南澄邁縣、陜西、河南、天津、上海等地均要求配儲達裝機規模的15%以上，連續儲能時長2-4小時。
然而這樣的配儲比例，還是無法消納大型電站項目激增所帶來的需求，導致棄風棄光的發生。
儲能補貼政策
三天前，我們曾分析過儲能生命周期的度電成本，詳情見從儲能度電成本分析儲能風向。按照計算結果來看，強制大比例配儲對于企業來說不僅無法從電站中獲得收益，反而會承擔一定程度的虧損。因此國家還出臺一系列的儲能補貼政策。
從以上政策可以看出，全國各地對放電量、調峰調頻、投資總額等不同指標給予相應補貼，而且補貼價差很大。
這是因為各地成本有區別，在西北等偏遠地區，本地沒有電力消納能力，基本靠外送，同時其地廣人稀導致土地成本與人工成本相對便宜，因此補貼力度相對較弱。
而對于發達地區，寸土寸金，人工成本也高，同時本地消納能力強，因此對企業儲能的積極性不高，響應補貼力度就大。
這就導致了儲能補貼標準無法得到統一，而儲能相應標準無法出臺，又嚴重阻礙了儲能的發展，這是目前儲能面臨的最大的難題之一。
寫在最后
當前階段，儲能發展有三個問題迫在眉睫。
首先，也是對儲能限制最大的——安全問題。近年來，儲能安全事故頻發，去年北京儲能電站燃爆事故更是引發廣泛關注，電池及電站的安全防控系統存在缺陷、技術人員操作不當等問題急需解決。
其次，儲能正在進入規模化發展階段，但當前階段仍缺乏統一的標準，無論是安全方面的，還是價格方面的，這就導致了電源側和電網側等大型儲能項目缺乏盈利模式，企業投資積極性差，全靠國家補貼，但這對于整個行業來說是不健康的。
最后就是儲能系統的成本問題，按照上次計算的結果，即便是使用最便宜的抽水蓄能，其生命周期內的度電成本也達到0.255元/千瓦時，接近我國平均上網電價，未來上網電價必將進一步下降，而抽水蓄能成本卻已接近理論值。
相應的解決措施包括，建立和完善儲能相關制度和標準；提高儲能安全性；制定清晰的儲能發展目標和采購激勵措施 ；加速降低儲能系統成本，完成技術突破等。
浙公網安備 33010602000006號
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