BOB全站一、存储策略困境

随着国家部委和地方政府对新能源储能发展的重视程度越来越高，政策文件可谓是层出不穷，但时至今日，行业观察人士却越来越觉得中央与地方之间没有统一的逻辑甚至是相互矛盾的政策政府。配套政策的缺失导致业界意见不一，主要体现在以下几个方面：

（一）指导意见为主，可执行性存疑

BOB全站2021年出台的一系列储能政策，以鼓励引导为主。虽然提出了“按效果付费”和“谁受益电力负荷预测的相关建议，谁付费”的普遍原则，但在复杂的电气关系、众多学科和实时变化的电力系统中电力负荷预测的相关建议，无法进行准确的评价。和测量。同时，我国优先发电和电力交叉补贴情况复杂，不能完全落实效果付费、谁受益的原则。

《关于加快发展新储能的指导意见》（发强能规[2021]1051号）可视为新储能政策的核心，但中间的“并网替代储能设施”、“新能源+储能“能源项目激励机制”，现阶段理念优于实质。广受关注的“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”的实施细则是也很远。

BOB全站(二）策略很多，但是连接不够

总结2021年各部委和地方政府发布的储能相关文件，新储能发展政策大致可分为储能参与辅助服务和现货市场、储能新能源配置提升并网规模、电网-侧电价与负荷两部分套利有侧峰、侧谷等几种套利方式，但政策的主要逻辑尚不明确，存在重叠甚至矛盾。

首先，无论是储能配置在发电侧、电网侧还是用户侧，在提升调节能力、增加有效容量、增加新能源消纳等方面的表现都差不多。它限制了储能在不同地点的综合价值，在相对统一的价格机制下应一视同仁，这也可以为共享储能商业模式创造条件。

二是在完善电力市场机制中，用户侧峰谷套利、新能源购买调峰能力增加并网规模、辅助服务占比大的调峰品种要通过现货统一未来的市场价格机制。

第三，储能参与现货市场、辅助服务市场（调频、爬坡）、容量市场不是简单的叠加关系。三者在时间尺度和容量匹配上的关系目前尚无细则支持。

（三）中央和地方政策不匹配

虽然各部委政策陆续出台，但整体来看电力负荷预测的相关建议，地方版的储能发展政策并未在各部委政策文件中体现相关原则，但存在诸多矛盾。其中最典型的就是各省（市）强制政策要求新能源按比例分配储能，这间接表明各部委主线不明确，落实程度不高。任意方式（如 1） 的形式。

表1 各省新能源配置储能政策要求

与部委的原则性声明相比，虽然新能源的储能比例更容易落实，但也存在明显的问题：一是储能发展成本简单地以电网的方式转移到新能源企业。连接要求。在实现平价的初期，储能成本的叠加对于相关企业来说无疑是一个不小的打击。二是剥夺了新能源企业选择和调整资源的权力，储能的容量比例和装机时间也缺乏足够的依据。如果要求新能源电站独立承担监管责任，公司应具备选择其他最优监管路径的能力。正确的。

同时，地方版本的储能强制配置要求与发改委1138号文[2021]有较大差异。1138号文提出，“超出电网企业保障并网规模”，要求发电企业建设或购买调峰能力。另一方面，考虑减轻新能源企业的负担。除了电网保障能力，新能源企业还具备拓展新能源的能力。只有在需要建设规模时才需要配置调峰能力；二是考虑到新能源在调峰资源选择上的自主权，允许新能源选择边际成本较低的火电等资源灵活；长期需求，15%-20%的功率配置比例，持续时间4小时，基本可以满足新能源的高峰需求。

二、影响和建议

（一）政策不明确影响显着

综上所述，在新能源储能发展相关政策中，中央版原则堆叠、方向不明，而地方版则简单武断，带来诸多质疑。商业模式不明确，储能行业难以“在阳光下成长”，对行业长期高质量发展十分不利。

按简单计算，如果光伏配备10%/2小时的电池储能，电费成本将增加6-7美分。在当前新能源降本趋势放缓等不利情况下，不仅对储能产业不利，也将导致新能源产业发展停滞。

(二）不成熟的建议

目前，政策的完善（而不是简单的叠加）是储能发展的关键。理顺政策逻辑，首先要准确认识储能在新型电力系统中的地位和本质功能。储能的核心功能可以分为两个方面：

一是保证电力系统供电充足。2021年我国的缺电危机进一步表明，保障电力供应是电力系统发展的底线。根据未来负荷发展和电力装机结构，如果煤电装机容量在目前基础上略有增加，考虑到需求响应达到最大负荷的5%，则在2018年电力供应充足率仍存在90GW的缺口。到2030年，储能总投资需求将达到1万，如果不考虑需求响应或严格控制煤电装机不增长，则电力供应充足缺口为200GW。2060年，在大幅脱煤的假设下，电力供应充足缺口将达到800GW，相当于当年最大负荷的30%。提高电力系统供电充足性的强烈需求是发展新能源存储的首要需求。

二是电力系统监管的需要。随着新能源比重的增加，新能源的输出范围比较大。根据郭建波院士《中国高比例新能源带来的平衡挑战报告》电力负荷预测的相关建议，2030年新能源产量占总负荷的比例为5%-51%。将导致我国调峰能力出现巨大缺口，2060年形势将更加严峻。同时，新能源出力快速波动，要求电力系统具备更强的调频和爬坡能力。因此，电力系统对调峰、调频和快速调功的需求是新能源储能发展的第二动力。

基于以上认识，我提出以下不成熟的建议：一是参照抽水蓄能的发展模式，建立差异化的两部分（电价+容量）电价，设定稳定但合理的低收入，采取以容量电价为主，直接激励新能源储能的容量投资。在具体运行中，密切跟踪电力系统的自给自足需求，合理规划新储能建设需求，通过电价招标和招标两部分的方式降低新储能成本，最终同上。实现了与抽水蓄能相同的产品和价格。两部电价支持的新储能并入电网，保障稳压供电，增加新能源保护和消纳装机规模，也是电力充足性和安全性的重要障碍系统。该模式主要支持建设大容量、长寿命、标准化的储能电站。

二是在市场驱动下，带动更多社会主体参与储能建设。逐步扭转新能源强制分配储能的发展模式，通过完善电力市场机制作为两部制的补充，促进新储能准入。一是新能源不断进入现货市场。为提高负荷预测精度和负荷曲线跟踪能力，新能源企业自主选择配置储能提升合同履约能力。其次，随着辅助服务市场的扩大，调频爬升产品的推出，将通过辅助服务市场促进发电企业和电力用户对新能源储能的投资。该模式主要支持小规模储能开发电力负荷预测的相关建议，时长可根据功能灵活配置。

BOB全站三是要关注储能的实际运行效果。虽然目前储能已经具备一定规模，但储能的实际运行效果尚未得到充分验证。加强新​​储能设计标准和运行标准的完善，落实并网运行管理规定（国能发规规[2021]60号）在设计标准中的要求，特别是对储能电站的设计标准要求。纳入两部分体系，需要统一新储能的调节性能和工况容限，建立统一的调节时间要求；在操作中，