“不投运储能，不能上网”——电力储能市场化还有多远？– 高工锂电新闻

文章来源自：高工锂电网2022年以来，国家层面至少出台29份政策文件涉及储能。截至目前，贵州、广东、河南、山西等超过23个省份跟

文章来源自：高工锂电网

2022年以来，国家层面至少出台29份政策文件涉及储能。截至目前，贵州、广东、河南、山西等超过23个省份跟进落实，进一步明确了“十四五”期间新型储能装机规模。6月12日，河南省人民政府办公厅正式发布《关于加快新型储能发展的实施意见》，又为储能发展再助一把力。河南新能源配储要求更进一步，几乎达到了“不投运储能，不上网”的状态。2021年及以后河南在风光开发方案中的新能源项目，要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能设施投运时间应不晚于新能源项目投运时间；如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。河南鼓励已并网的存量新能源项目按照不低于装机功率的 10%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施，项目企业后续开发新能源项目时，其存量项目配置的储能容量可与新建项目配套的储能容量叠加参与竞争排名。此外，河南装机目标大幅提高。河南提出，到2025年，全省新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。其中：新能源项目配储能规模达到470万千瓦以上，用户侧储能规模达到30万千瓦以上。此前，《征求意见稿》提出的目标是，“到2025年，力争我省新能源配套的新型储能装机规模达400万千瓦以上"。正式文件不但大幅提高了储能装机目标，还明确了用户侧储能发展目标。基于储能的奖励补贴逐步加大。河南对于新能源项目配建非独立储能和用户侧的非独立储能规模在 1000 千瓦时以上的储能项目，省财政在下一年度给予一次性奖励，2023年、2024年、2025年奖励标准分别为140 元/千瓦时、120元/千瓦时、100 元/千瓦时。业内普遍认为，推动新型储能发展尤其是建设独立储能电站的痛点在于项目收益模式不明确，而此次河南《实施意见》进行了“破题”。其中明确独立储能电站以低于市场价的电价购入电量，输出电价则按照高于市场价，具体为当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行，投资主体可在电价的“一低一高”间充分受益。一家储能企业负责人算了一笔账，“按照《实施意见》相关政策测算，投资建设一个100MW/200MWh的大型磷酸铁锂独立储能电站，收益率超过10%，回报非常可观。”当前，储能产业成为新一轮产业竞赛的关键，全国已有二十多个省市区出台了要求新能源配置储能的政策。河南的快人一步是储能产业“狂飙”的“缩影”。近日，山西源网荷储一体化试点项目清单公布，项目总体储能规模为153.5MW/614MWh，新能源装机规模为899.6MW，负荷规模为947MW。配储比例达到17%，所有项目的配储时长均为4小时。出台产业政策成为各地争抢储能产业的“基本盘”。无论是行业俗称的“新能源配储”还是对储能电价进行补贴，政策从需求和成本两端发力为储能打开空间。目前，全国已有20多个省区出台了要求新能源配置储能的政策，明确建设独立共享储能可以获得新能源企业支付的容量租赁费，这是目前许多大型储能电站重要的保底收入。同时，广东、北京、天津、河北在内的全国19省（市）也出台了具体的储能补贴政策。例如，《常州市推进新能源之都建设政策措施》明确，对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时奖励，连续奖励不超过2年。政策不断完善，正进一步促进储能“井喷式”发展的趋势，也有望进一步完善储能的商业模式。