政策不斷出台與健全 剖析中國儲能政策發展

在中國祭出2060淨零碳排以及再生能源安裝量不斷高增的情況下，儲能安裝量也逐年高漲，2021年中國電化學儲能裝機量超過2.3GW，同比去年增長約50%，其中，發電、電網及用戶側的占比約為40%、35%及25%，而政策正是驅動儲能發展的最大助手，2021年開始，中國已有多省明訂儲能目標，據圖一統計，2025年中國部分省份的儲能規劃規模將近100GW，此外，也有更多省份陸續針對發電側、電網側及用戶側提出不同方向的要求與規範機制，換言之，中國至2025年的儲能高增速可期。

圖一：中國部分省份儲能規劃
 

發電側政策

發電側主要結合再生能源，因此多數政策會強制要求或鼓勵優先配置一定比例儲能並且有容量與其他細項規範，例如湖南省在《關於加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見》中強制規定風電應安裝不低於功率15%的儲能，集中式光伏則是應安裝不低於5%的儲能配套，且儲能時長皆需高於兩個小時；另外像是天津省在《2021-2022年風電、光伏發電項目開發建設和2021年保障性並網有關事項的通知》中規定單體超過50MW的光伏項目應配套10%以上，且連續時長不低於1小時的儲能設施。除了強制規定儲能配套，發電側政策還會補貼儲能電量達標之業主一定金額，例如陝西西安就針對2021年年初至2023年年底期間投運的光儲系統自投運次月起按實際充電量補貼1元人民幣/kWh，同一項目年度補貼最高不超過50萬元，不過要領取該補貼需使用工信部相關行業規範的儲能相關配備。

圖二：中國部分省分發電側政策
 

電網側政策

儲能系統在電網端主要是參與電力市場並且穩定電網，因此最常見的政策為調峰或調頻價格補貼，例如山東省調峰補貼0.15元人民幣/kWh；AGC調頻補貼6元人民幣/MW，限制是要參與調峰輔助服務的儲能規模不能小於5MW/10MWh，且不能再參與有償調峰交易的競價。電網側的其次政策方向為容量價格補償，例如雲南省會補償未中標或未被調用的發電單位4元人民幣/MW，而中標或因電網需求被調用的發電單位，容量補償標準為5元人民幣/MW，里程報價上下限為3-8元人民幣/MW。
 

用戶側政策

用戶側主要是透過分時電價機制獲取收益，目前因為中國儲能主力仍是在表前，因此相關政策尚未普及，用戶側主要政策方向為補貼投資或建設業主以及明訂交易申報價格，例如東北三省補貼用戶側儲能雙邊交易設施0.1-0.2元人民幣/kWh，但是需要被省級及以上電力調度機構監控，並且需要其實時充放電狀態，且不得在尖峰時段充電或低谷時段放電，否則不予補償。
 

其他促進儲能發展政策

除了針對儲能不同應用端的個別政策之外，產業扶持政策與分時電價政策也會間接刺激儲能發展，例如廣西南寧的《南寧市動力及儲能電池產業扶持政策》對於在南寧市轄區註冊並納稅的動力及儲能電池企業進行0.1元人民幣/Wh的銷售補貼，最高補貼金額為115.5億元，且企業產能規模不得小於55GWh；此外，多省也提高分時電價差距，例如安徽省將季節性高峰電價上浮比例由65%調整為81.3%，其他月份高峰電價上浮比例由54%調整為71% ，低谷用電下浮比例由42%調整為58.5%。
 

結論

中國儲能政策隨著再生能源與儲能發展也逐步變得清晰明朗，各省紛紛出台相關政策，發電測主要是以訂立再生能源配儲比例為主，目前以配比10-20%且發電時長2-4小時為多數，Infolink估計未來發電測政策將會走向更長時間的儲能，且會有更多如電池循環次數、安全認證及電池衰減率等詳細規範；而電網側政策目前以調峰調頻及容量補貼為主，通常補貼價格最低為0.1人民幣/kWh，並且會要求儲能系統需達一定標準才能參與輔助服務市場。由於中國表前儲能政策的大力推動，使得目前表前儲能佔中國約75%，再加上各省峰谷電價拉大，更是加速了儲能在中國的布局。
 

目前Infolink蒐集中國超過20省儲能政策，更多詳細政策歡迎參考InfoLink相關儲能報告。