近期，國家能源局發(fā)布的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》和《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法（征求意見稿）》，更推動儲能在更多的區(qū)域參與電力現(xiàn)貨市場，探索建立市場化容量補償機制。各省也增加了電力輔助服務(wù)市場交易種類，尤其西部地區(qū)及山東等省份又出臺容量市場交易規(guī)則，構(gòu)建儲能收入渠道。政府出臺的一系列能源政策為儲能快速發(fā)展鋪路。

同時，各地也在中央政策的基礎(chǔ)上探索發(fā)展“新能源＋儲能”、“源網(wǎng)荷儲”一體化和多能互補，陸續(xù)出臺各省新能源發(fā)展征求意見稿及戰(zhàn)略規(guī)劃、實施方案等，截至目前，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件，據(jù)不完全統(tǒng)計光2022年下半年，就有至少十省份在發(fā)布的碳達峰實施方案或十四五新能源規(guī)劃中提及2025年儲能裝機目標。

通過實施方案細則以及各省啟動的示范項目及項目申報中可以看出各省儲能發(fā)展速度，以及各省新型儲能發(fā)展的側(cè)重點，在新能源配儲或獨立儲能等方面都略有差異，比如山西因項目數(shù)量多、單個項目規(guī)模大、EPC中標單價高等原因，在獨立式儲能項目建設(shè)中拔得頭籌，但新能源+儲能試點建設(shè)進展緩慢；山東因分布式光伏發(fā)展迅速，明確戶用、工商業(yè)直接納入，整縣分布式需配置儲能，從電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)鼓勵儲能項目建設(shè)，并在全國范圍內(nèi)率先提出“支持獨立儲能參入電力現(xiàn)貨市場”，提升儲能收益。

推動多種示范項目建設(shè)，央國企領(lǐng)銜

各省儲能相關(guān)政策文件雖印發(fā)頻繁，但儲能的商業(yè)模式仍在初步形成階段，各省在推動多種儲能示范項目落地，不斷探索可盈利模式。

在年底并網(wǎng)的壓力下，有省份示范項目已將開發(fā)進程提速，如山東第二批儲能示范項目在7月就進入到實質(zhì)性招標建設(shè)階段。同時，山東省也在今年9月印發(fā)《關(guān)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，在去年已投運的5個獨立儲能調(diào)峰示范項目基礎(chǔ)上提出現(xiàn)貨價差收益+容量補償+輔助服務(wù)+儲能容量租賃盈利模式，引導市場化發(fā)展，但該政策仍具有不確定性。

今年下半年，更多省份多種新型儲能示范項目陸續(xù)進入啟動、建設(shè)、投運階段。如：

7月遼寧省印發(fā)《遼寧省2022年光伏發(fā)電示范項目建設(shè)方案》，安排了光伏示范項目建設(shè)總規(guī)模600MW，將建設(shè)光伏功率15%的掛鉤比例（時長3小時以上）配套安全高效儲能（含儲熱）設(shè)施，并按照共享儲能方式建設(shè)。

9月，河南省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于開展2022年度省級獨立儲能電站示范項目（第一批）遴選工作》，根據(jù)遴選結(jié)果總規(guī)模達1GW/2.2GWh，參與企業(yè)包括中核匯能、國家電投、中廣核、大唐集團、國網(wǎng)時代、國家能源集團、平煤神馬集團。12月河南省再次開啟第二批省級獨立儲能電站示范項目遴選工作，儲能申報項目分布16市規(guī)模300萬千瓦，值得注意，第二批技術(shù)路線有所改變，項目將采用磷酸鐵鋰技術(shù)路線。

10月，湖南省發(fā)改委發(fā)布配置新型儲能首批試點名單，總裝機規(guī)模約2.3GW/4.6GWh。同期，廣西發(fā)改委也印發(fā)《廣西首批集中共享新型儲能示范項目表》，涉及12個集中共享式儲能電站，總計1.62GW/3.64GWh。通知明確首次試點項目需要在2022年底前全部開工建設(shè)，2023年6月底前全部建成投運。廣西儲能發(fā)展以新能源配儲作為主要驅(qū)動力，其中中能建規(guī)劃了超過1.3GWh的儲能項目，排名第一。另外國家能源集團、國電投、華潤、大唐規(guī)劃規(guī)模均超過了0.5GWh。

10月20日，福建發(fā)改委發(fā)布了2022年集中式光伏電站試點項目名單，包含16個光伏項目，光伏裝機規(guī)模為1772MW。通知要求，原則上各試點項目應(yīng)于2023年底前全部建成投產(chǎn)，同時按承諾同步配套建成投產(chǎn)不小于項目規(guī)模10%（時長不低于2小時）的電化學儲能設(shè)施。儲能設(shè)施未按要求與試點項目同步建成投產(chǎn)的，配建要求提高至不小于項目規(guī)模15%（時長不低于4小時）。試點項目中中節(jié)能、大唐、中廣核、三峽、華能等在列，其中，中節(jié)能規(guī)劃規(guī)模最大為60MWh，大唐集團項目數(shù)量最多為3個。

納入項目申報要求，多省明確配儲標準

為充分發(fā)揮新型儲能對新能源消納的支持能力，各省也在全面推廣“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式，并將配置儲能要求納入海上風電競爭性配置和集中式光伏試點申報內(nèi)容中去，試圖探索推動新建的可再生能源發(fā)電項目與儲能設(shè)施同步建成、同步并網(wǎng)。

同時，多省也出臺政策鼓勵各類已建、在建的風電和集中式光伏項目參照新建項目配建儲能設(shè)施，對配建情況較好的企業(yè)，電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)先保障所屬項目送出工程建設(shè)和并網(wǎng)接入。下半年各省級出臺的政策多已明確配儲標準，如下：

但在實際的新能源配儲項目招標過程中，新能源配儲比例存在越來越高的趨勢，除政策中明確的10%、15%常規(guī)設(shè)置外，20%、25%的配置比例也不斷出現(xiàn)，甚至有項目達到42%，另有安徽一風電項目達到100%。儲能一時成為新能源沉重的負擔。

“新能源配儲能規(guī)模、型式?jīng)]有進行科學論證?！敝须娐?lián)于11月發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》中指出新能源配儲其中一個問題，新型儲能種類繁多、功用不一、技術(shù)成熟度和經(jīng)濟性差異大。多地采取“一刀切”式的配置標準，部分地區(qū)將配儲能作為新能源建設(shè)的前置條件。風電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風棄光的解決具有明顯差異性，同質(zhì)化的配置儲能要求缺乏科學性。分散的配置方式無法體現(xiàn)規(guī)模效益，普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發(fā)揮儲能作用。

多省發(fā)布的政策雖為儲能發(fā)展鋪路，但發(fā)展好儲能仍任重而道遠。