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。
维科网储能整理了近两年来我国各地发布的配储比例政策及储能补贴政策，通过对政策分析来洞悉储能行业的发展趋势。（如有未涵盖到的政策，欢迎在评论区留言补充。）
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。如下图所示。
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。
2021年-2022年全国各省的储能补贴政策如下图所示。
来源：维科网储能制图
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。
