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近两年来，储能赛道进入高速发展期，新能源发电累计装机容量大幅度提升。储能当前的发展模式主要是通过政策驱动与需求驱动。
从政策层面来看，我国中央及地方发布的储能政策源源不断，这些政策对储能配置比例与充放电次数提出了一定要求，同时大量的储能补贴扶持企业健康发展。
配储比例政策
国家能源局发布的数据显示，截至今年10月底，全国累计发电装机容量约25.0亿千瓦，同比增长8.3%。其中，风电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.6亿千瓦，同比增长29.2%。
可以看出，我国新能源发电在电网中的占比越来越高，但如果储能跟不上的话，就会产生弃风弃光的现象。
今年1-9月，我国各地弃风电量达到了147.8亿KWh，弃光电量约为50.2亿KWh，合计高达198亿KWh。
2021年至今，包括上海、江苏、浙江、广东、山东在内的超25省出台了近50条政策，要求电站配置一定比例的储能，以此解决光伏、风电波动性强的问题，提高电网的消纳能力。
从这一系列政策可以看出，各地均在鼓励有条件的光伏项目配备储能，大部分地区均要求连续储能时长为2小时，比例不低于电站装机规模的10%容量。
其中，山东济南平阴、山东枣庄、广西、海南澄迈县、陕西、河南、天津、上海等地均要求配储达装机规模的15%以上，连续储能时长2-4小时。
然而这样的配储比例，还是无法消纳大型电站项目激增所带来的需求，导致弃风弃光的发生。
储能补贴政策
三天前，我们曾分析过储能生命周期的度电成本，详情见从储能度电成本分析储能风向。按照计算结果来看，强制大比例配储对于企业来说不仅无法从电站中获得收益，反而会承担一定程度的亏损。因此国家还出台一系列的储能补贴政策。
从以上政策可以看出，全国各地对放电量、调峰调频、投资总额等不同指标给予相应补贴，而且补贴价差很大。
这是因为各地成本有区别，在西北等偏远地区，本地没有电力消纳能力，基本靠外送，同时其地广人稀导致土地成本与人工成本相对便宜，因此补贴力度相对较弱。
而对于发达地区，寸土寸金，人工成本也高，同时本地消纳能力强，因此对企业储能的积极性不高，响应补贴力度就大。
这就导致了储能补贴标准无法得到统一，而储能相应标准无法出台，又严重阻碍了储能的发展，这是目前储能面临的最大的难题之一。
写在最后
当前阶段，储能发展有三个问题迫在眉睫。
首先，也是对储能限制最大的——安全问题。近年来，储能安全事故频发，去年北京储能电站燃爆事故更是引发广泛关注，电池及电站的安全防控系统存在缺陷、技术人员操作不当等问题急需解决。
其次，储能正在进入规模化发展阶段，但当前阶段仍缺乏统一的标准，无论是安全方面的，还是价格方面的，这就导致了电源侧和电网侧等大型储能项目缺乏盈利模式，企业投资积极性差，全靠国家补贴，但这对于整个行业来说是不健康的。
最后就是储能系统的成本问题，按照上次计算的结果，即便是使用最便宜的抽水蓄能，其生命周期内的度电成本也达到0.255元/千瓦时，接近我国平均上网电价，未来上网电价必将进一步下降，而抽水蓄能成本却已接近理论值。
相应的解决措施包括，建立和完善储能相关制度和标准；提高储能安全性；制定清晰的储能发展目标和采购激励措施 ；加速降低储能系统成本，完成技术突破等。
浙公网安备 33010602000006号
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