承担可再生能源消纳责任的主体完成消纳量的主要方式是什么

国家能源局官网3月23日发布《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》。该办法共六章二十五条。可再生能源电力配额是指根据国家可再生能源发展目标和能源发展规划，对各省级行政区域全社会用电量规定最低的可再生能源电力消费比重指标。

该办法提出，各省级人民政府制定保障完成本行政区域内可再生能源电力配额指标的政策和措施。在国民经济和社会发展规划和能源发展规划中将可再生能源电力占比作为约束性指标，在电力市场改革方案中鼓励和支持保障可再生能源电力优先消纳利用，按照可再生能源优先发展和充分消纳的原则开展电力建设和运行管理。

跨省跨区输送通道送受端地区通过政府间送受电协议或市场化交易促进可再生能源跨省跨区消纳，省级人民政府签订的送受电协议应明确其中可再生能源最低送受电量，并纳入本省电力电量平衡。电力交易机构负责监测并提供跨省跨区送电可再生能源电量信息，存在争议时由国家能源主管部门派出机构裁决认定。

标准如下：

1、河北省居民阶梯电价标准分为三档：

（1）第一档，居民户月用电量在170度及以内，维持现行电价水平，电价每度0.52元；

（2）第二档：居民户月用电量在171度至250度，在第一档电价基础上每度提高0.05元；

（3）第三档：居民户月用电量在251度及以上，在第一档电价的基础上每度提高0.3元。

2、省物价局出台河北省清洁供暖价格政策，延长供暖期居民采暖用电谷段时间2小时。供暖期居民采暖用电价格执行阶梯电价一档标准。

3、明确清洁供暖设施用电支持政策，包括居民清洁供暖设施用电执行居民生活用电价格，清洁供暖企业申请新装及增加用电容量的两路及以上多回路供电用电免收高可靠性供电费。

4、积极推动可再生能源就近优先直接消纳。参加电力市场交易的采暖用电，谷段输配电价按平段输配电价的50%执行。

扩展资料：

实行阶梯电价要遵循以下原则：

一、是补偿成本与公平负担相结合。居民用电价格总体上要逐步反映用电成本，同时，兼顾不同收入居民的承受能力，用电少的居民少负担，用电多的居民多负担。

二、是统一政策与因地制宜相结合。国家制定阶梯电价政策总体框架和指导性意见，各地结合当地自然地理环境、经济发展程度、居民收入和用电水平等情况，确定具体实施方案。

三、是立足当前与着眼长远相结合。阶梯电价近期应着力于建立机制，保证大多数居民电价基本稳定；长远目标要逐步反映电力资源价值，引导居民节约用电。

参考资料来源：河北新闻网-河北省阶梯电价标准拟分三档

参考资料来源： 新华网-河北：采暖电价执行阶梯电价一档标准

全文 1940 字，阅读大约需要 5 分钟 未经许可严禁以任何形式转载 南方能源观察 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com 编辑 黄燕华 审核 冯洁 6月1日下午，国家发改委等九部委联合发布了《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称《规划》，明确了“十四五”可再生能源发展的主要目标，同时更加注重可再生能源的大规模开发、高水平消纳以及市场化发展。 大规模开发 中国已经承诺二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和，明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至2020年底，全国风电和光伏发电装机达到5.3...全文

1、通过优先利用清洁能源资源、充分发挥水电和煤电调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧灵活响应积极性，发挥新能源资源富集地区优势，实现清洁电力大规模消纳。

2、通过明确传统电源与新能源、基础电源与调峰电源、源网荷各环节的分工定位，有利于打破各个领域间的壁垒。

3、通过新能源就地开发消纳，优化电力资源配置结构、有利于促进边疆地区繁荣稳定，改善东部地区环境质量。

基本原则

1、确保电力系统安全稳定运行的前提下，优先考虑可再生能源电力开发消纳。

2、重点提升存量电力设备利用效率；在资源条件较好的地方，合理优化增量规模。

“两个一体化”的范畴与内涵

1、风光水火储一体化

积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光 火储一体化”。

a、优化综合能源基地配套储能规模，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调峰能力。

b、优化送端配套电源（含储能）规模，结合送受端负荷特性，合理确定送电曲线，提升通道利用效率。增量基地输电通道配套新能源年 输送电量比例不低于 40%。

2、源网荷储一体化

实现源、网、荷、储的深度协同， 主要包括“区域（省）级源网荷储一化”“市（县）级源网荷 储一体化”“园区级源网荷储一体化” 等具体模式。

a、组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供调节支撑能力。

b、推进局部电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求。

分类开展“风光水火储一体化”建设

风光火储一体化

1、存量煤电：鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力，明确就近打捆新能源电力的 “一体化”实施方案。

2、增量基地化开发外送项目：以大型煤炭（或煤电）基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。

3、增量就地开发消纳项目：优先利用近区新能源电力，充分发挥配套煤电和储能设施调节能力。

风光水储一体化

1、存量水电基地：通过龙头电站建设优化出力特性，明确就近打捆新能 源电力的“一体化”实施方案。

2、增量风光水储：以西南水电基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。

风光储一体化

1、存量新能源外送基地：研究论证增加储能设施的必要性和可行性。

2、增量风光储一体化：积极探索以具备丰富新能源资源条件基地为基础，优化配套储能规模。

分类开展“源网荷储一体化”建设

“区域（省）级源网荷储一体化”建设

全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类电源、电力用户储能和虚拟电厂灵活调节、多向互动，推动建立可调负荷参与承担辅助服务的市场交易机制。

“市（县）级源网荷储一体化”建设

研究通过热电联产机组、新能源、灵活运行电热负荷一体化运营方案。

“园区级源网荷储一体化”建设

在城市商业区、商业综合体：

依托光伏发电、并网型微电网和电动汽车充电基础设施建设等，开展分布式发电与电动汽车灵活充放电相结合的园区级源网荷储一体化建设。

工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区：

支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设。

据报道，最新公布的数据显示，2017年，可再生能源发电量占全部发电量的26.4%，同比上升0.7个百分点。全年弃水电量515亿千瓦时，水能利用率达到96%左右；弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，同比下降5.2个百分点。

报道称，在2017年，国家发展改革委、国家能源局印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《关于促进西南地区水电消纳的通知》。可再生能源消纳力度加大是2017年能源工作的一大亮点。

能源局负责人表示，虽然弃水弃风弃光问题有了较大幅度的缓解，但是离可再生能源健康发展的要求还有比较大的差距。去年采取的主要是相对能马上见效而且比较容易实施的措施，而今后解决问题的难度会不断加大。

截止目前弃风主要集中在几个地区：新疆和甘肃的弃风电量和弃风率都较高；内蒙古弃风率下降较大，但是因为装机量大，弃风电量还比较高；吉林、黑龙江主要是弃风率比较高。而水电主要是西南水电送出问题。

希望新能源的比重可以早日大幅提升！

1、扩大居民参与需求响应的条件，鼓励引导居民用户主动参与意识，鼓励居民用户通过负荷集成商申请参与需求响应，具备智能家居控制系统或空调（家庭制冷/取暖设备）远程控制系统的居民用户，可通过需求响应平台申请参与需求响应。

2、鼓励储能、充电桩等直接运营及收益方以独立户号参与需求响应，区别于关联用户营销户号，提升参与需求响应积极性。

在需求响应可中断电价标准中增加响应速度系数

为更好的应对因新能源出力日内波动等突发情况导致的时段性电力供需矛盾，用户可在较短时间内完成与电网互动，弥补电力平衡缺口尤为重要，近年来我省重点加强了各地用户“快上快下”负荷调节能力建设。将需求响应可中断负荷电价响应速度系数由原来的3挡细分为6挡，可以更好的激励用户进一步提升响应速度，实现“快上快下”错避峰。

按此计算，普通用户需求响应可中断负荷电价最高为45元/千瓦。

对通过需求响应临时性增加（填谷）负荷，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。

明确尖峰电价收支平衡原则

尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出，按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时，按照电价标准予以补贴，尖峰电价资金可跨年滚动使用；当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时，按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则，对补贴发放按比例折算。

详情如下：

江苏省电力需求响应实施细则

（修订征求意见稿）

为进一步深化电力需求侧管理，优化资源配置，促进清洁能源消纳，保障电力系统安全、平稳、绿色、高效运行，推动能源高质量发展，根据国家《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）、《电力需求侧管理办法（修定版）》、《有序用电管理办法》和《国家发改委关于江苏省实施季节性尖峰电价有关问题的复函》（发改价格〔2015〕1028号）《关于认真做好2022年迎峰度冬电力供应保障工作的通知》等文件，结合我省近年来开展电力需求响应工作实际和市场化改革情况，制订本实施细则。

一、实施需求响应的意义

需求响应是指电力市场价格明显升高（降低）或系统安全可靠性存在风险时，电力用户根据价格信号或激励措施，改变其用电行为，减少（增加）用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行。

近年来，受电力需求刚性增长和近年来省内大型支撑性电源投产不足影响，全省电力供需总体趋紧。叠加冬季极端寒潮天气、夏季持续高温等因素影响，电力保供压力不断增大。主要呈现以下特点：一是电力供需总体处于“紧平衡、硬缺口”态势。近两年迎峰度夏（冬）用电高峰时期，我省电力供需总体处于“紧平衡、硬缺口”态势，局部短时段“缺电力”的现象频发，对保障大电网安全稳定运行，提升快速应急响应能力提出了更高要求。二是尖峰负荷供需矛盾突出。江苏电网近5年最高负荷95%以上尖峰负荷平均持续时间仅有35.6小时左右，为解决不足50小时的电网尖峰负荷缺口配置发供电资源既不经济也不科学，尖峰负荷供需矛盾凸显。三是新能源出力具有较强的波动性和间歇性。目前省内风电、光伏等新能源发电比例显著提高，总装机容量达到4370万千瓦。其出力与天气变化耦合紧密，风电出力最大时可达1924万千瓦，最小时仅有4.5万千瓦；光伏出力白天最大时可达1376万千瓦（全口径），晚间为0，大大增加电力平衡难度。四是空调、采暖等负荷逐年增长，加剧电网季节性峰谷差。近几年，第三产业及居民采暖、制冷负荷飞速增长，2022年夏季持续高温天气下，全省最高空调负荷约6000万千瓦，达到最高调度负荷49%，在全额保障大民生用电的原则下，电网调峰困难问题更加突出。

尽管通过传统的行政管理手段能够有效控制用电负荷，达到保障供用电秩序稳定的目的，但在一定程度上将对工业生产造成一定的影响，组织协调实施难度不断加大，同时也难以适应当前稳中求进的经济社会发展工作大局。因此，通过实施需求响应，运用经济杠杆，引导电力用户提高电能精细化管理水平，主动开展需求响应削峰填谷，最大限度的减小缺电对企业生产经营活动的影响，对切实做到保电力安全与保经济增长统筹兼顾，优化资源配置，提高全系统能源效率具有十分重要的意义。

二、实施原则与目标

（一）实施原则

需求响应工作坚持“安全可靠、公正平等、开放透明”的原则。安全可靠是需求响应量建设和响应执行的基础，既要保障电网运行稳定可靠，也要保障企业生产安全运行；公正平等原则是保障需求响应工作有效开展的前提，在实施过程中严格按照相关法律政策和约定规则公正执行，对所有参与用户公平公正；开放透明原则是保障需求响应工作持续推进的关键，参与规则简单清晰,面向社会公开，鼓励广大用户自愿参与。

（二）工作目标

一是建立完善需求响应体系。体系包括市场模式、响应规则、技术架构、数据管理等，实现用电与电网之间互联互通互动，促进电力资源优化配置，推动负荷管理科学化、用电服务个性化。

二是缓解电力供需矛盾。将市场化的需求响应作为需求侧负荷管理的前置手段和柔性措施，优先通过开展需求响应缓解供需矛盾，尽可能保障企业生产经营活动的正常开展，维护供用电秩序的稳定。

三是削减尖峰负荷。形成最大用电负荷5%以上的需求响应能力，当电网备用容量不足、局部过载或是峰谷差过大时，通过引导用户开展需求响应实现移峰填谷，减小峰谷差，提高电网负荷率和运行效率。

四是引导用户实施精细化负荷管理。大力推进企业电能管理系统建设，实现对参与响应的用电线路和设备在线监测，结合监测数据和能效分析，开展用户电力负荷优化，提高电能管理水平。

五是促进可再生能源消纳。建立可再生能源消纳激励机制，鼓励引导用户以填谷为目的主动提升负荷，更低成本、更环保地提高电力系统灵活性，适应可再生能源的波动性，充分保障可再生能源的正常消纳。

三、实施内容

（一）申请条件

申请参与需求响应的电力用户应满足以下条件：

1.具有独立省内电力营销户号；

2.非居民用户应具备完善的负荷管理设施及用户侧开关设备，且运行状态良好。

3.已实现电能在线监测，并接入江苏省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

4.鼓励居民用户通过负荷集成商申请参与需求响应，具备智能家居控制系统或空调（家庭制冷/取暖设备）远程控制系统的居民用户，可通过需求响应平台申请参与需求响应。

5.工业企业需符合国家相关产业政策和环保政策，具有较高的能源管理和利用水平。

6.负荷集成商作为单个用户申请参与需求响应，其集成的电力用户需满足上述条件。

7.拥有储能、充电桩设施、数据中心、基站等其他具备可中断负荷的用户和运营商可以独立户号参与需求响应。

8.鼓励智能家居企业等成为负荷集成商，参与需求响应。

（二）响应方式

需求响应分为约定需求响应和实时需求响应两种方式。

1.约定需求响应

在响应日或响应时段前，电力用户（负荷集成商）将收到省电力负荷管理中心通过新型电力负荷管理系统、手机APP、电话等多种方式发出的响应执行通知，告知响应时间段及响应量。电力用户（负荷集成商）在确定参与响应后，可协商确定计划响应量，并在响应时段自行调整用电负荷完成响应过程。

参与约定需求响应的用电设备须实现用电信息在线监测（数据采集周期为15分钟，包括用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统），并接入省电力需求侧管理平台。

2.实时需求响应

参与实时需求响应的设备应具备可立即中断或快速中断的负荷特性，响应方式以自动需求响应为主。省电力负荷管理中心通过江苏省电力需求侧管理平台或新型电力负荷管理系统以完全自动化（或半自动化）方式内与电力用户（负荷集成商）电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）、智能家居管理系统等完成指令发送、响应量确认和负荷下降全过程，响应速度应至少达到分钟级。

参与实时需求响应的用电设备应具备以下能力：

（1）在线监测：数据采集周期为30秒（包括用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统），上报江苏省电力需求侧管理平台。

（2）远程控制：可接收江苏省电力需求侧管理平台发出的负荷调控指令并及时执行。

（3）响应状态设置：出于安全性或经济性考虑，电力用户（负荷集成商）有权根据实际情况改变特定线路或设备的响应状态（参与或不参与响应），并通过系统接口实时告知江苏省电力需求侧管理平台。

（4）对用电线路或设备的负荷调控，可通过加装专用的远程控制终端或与电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）、智能家居管理系统等实现对接。实时需求响应过程必须确保安全，须充分考虑生产工艺、流程实际情况，结合用电设备运行特征，在要求响应时段内实现用电负荷科学有序调控。

（5）通信报文加密：监测数据上报及控制指令下发报文均按系统要求进行加密。（居民家庭用电参与实时需求响应暂不做此要求）。

出于用电安全考虑，省电力负荷管理中心在响应结束后只发出响应解除通知，不发送自动复电指令，各电力用户（负荷集成商）在收到响应解除通知后自行复电。

（三）响应原则

1.各地每年完成协议签订的需求响应可中断负荷容量应达到当年预计响应目标的150%，作为需求响应能力储备。

2.单个工业用户约定响应量一般为该企业最高用电负荷的5%-20%；如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下，原则上在不影响企业用电安全前提下，约定响应量不受限制。

3.负荷集成商视为单个用户参与需求响应，每个负荷集成商约定的响应量原则上不小于1万千瓦。

4.约定和实时需求响应原则上1天不多于2次、每次不超过2小时。如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下，按照调度指令执行。

5.居民用户原则上由负荷集成商代理参与实时需求响应。

6.若用户委托负荷集成商参与需求响应，应与负荷集成商签订需求响应可中断负荷业务委托协议，确定参与的设备以及负荷量，明确安全责任，并将协议上传至需求响应平台。

（四）响应启动条件

1.削峰需求响应启动条件

（1）全省或部分供电分区呈现电力供需平衡缺口时（但不包含发生全网或局部电网紧急事故状态下的电力缺口情况）；

（2）全网用电负荷达到上一年度最高负荷的95%以上，或系统峰谷差率达到20%及以上；

（3）电网备用容量不足或局部负荷过载；

2.填谷需求响应启动条件

当用电负荷水平较低，电网调差能力不能适应峰谷差及可再生能源波动性、间歇性影响，难以保证电网安全稳定运行时，可启动填谷需求响应。

（五）响应实施

1、响应邀约

按照“一次申报、阶段邀约、随时调用”原则，电力用户（负荷集成商）每年年初根据自身实际自愿申报参与需求响应，省负荷管理中心分别在迎峰度夏和度冬前对申报成功的用户进行阶段性响应邀约（邀约时段一般为迎峰度夏和度冬相对应的时间节点），用户可再次确认参与响应的容量和时段，用户应邀后省电力负荷管理中心可根据电力供需形势随时调用需求响应资源。

2、响应启动

电力公司根据电力平衡缺口情况向省发改委提出需求响应启动申请，经同意后，省电力负荷管理中心向新型电力负荷管理系统发布各地需求响应调控指标信息，系统自动确定响应范围后通过新型电力负荷管理系统、手机APP、智能语音、电话等方式向用户（负荷集成商）发布响应执行通知，告知其负荷基线、响应量、响应时段。

当满足以下条件时，各设区市有权限自行启动需求响应执行，但事后必须向省发改委、省电力公司报备：地区或电网分区呈现供电缺口，且在当年省级调度或地区调度电网年度运行方式中已备案。

地市供电公司提出的需求响应启动请求经市发改委确认后，由地市发改委、供电公司根据实际需要确定负荷削减响应量，并向范围内的所有签约用户和负荷集成商发出响应通知。为统筹平衡全省需求响应资金使用，设区市自主发起的需求响应原则上全年不超过5次，否则需报省发改委、省电力公司同意后再实施。

3.响应量确认

收到需求响应通知的电力用户和负荷集成商应及时反馈是否参与响应及响应量，未反馈视为放弃参与。市电力负荷管理中心根据反馈信息统计汇总响应量，并决定是否扩大响应范围；响应量确认后，市电力负荷管理中心及时将信息反馈上报至省电力负荷管理中心。

4.响应执行

约定需求响应由电力用户和负荷集成商按照约定时间和容量执行已提前制定的需求响应方案。

实时需求响应电力用户（负荷集成商）的电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）或控制终端在接收到需求响应平台发出的响应指令后的1分钟内开始执行，在响应时段内完成响应负荷的调控。

约定响应结束时间为到达约定响应时刻，实时响应结束时间为下发允许恢复指令时刻。对于未按约定履行到位，且对电网安全产生严重影响的企业，纳入诚信评价体系，经向省发改委报备后可随时转为有序有电方式执行。

（六）效果评估

1.基线计算方法

约定需求响应选择电力用户在执行日前5个正常用电工作日所对应响应时段的负荷曲线（采集周期为15分钟）作为基线；实时需求响应选择电力用户在需求响应执行前2小时的负荷曲线（采集周期为30秒）作为基线。

负荷集成商的基线，以其集成的全体用户的基线合计得出。基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷，根据基线计算出的平均负荷称为基线平均负荷。

其中以提升用电负荷为目标的填谷需求响应，基线一般选取相似日相应低谷时段负荷曲线（采集周期为15分钟）作为基线，具体将在响应邀约中予以明确；

2.评估标准

（1）通过新型电力负荷管理系统实时监测、自动记录并判断需求响应实施效果。省电力公司用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统等为核定用户关口负荷响应量和响应时间提供数据支撑。

（2）通过需求响应削减用电负荷时，电力用户（负荷集成商）在需求响应过程中如同时满足①响应时段最大负荷低于基线最大负荷；②响应时段平均负荷低于基线平均负荷，其差值大于等于响应量确认值的60%，则视为有效响应，否则视为无效响应。

（七）需求响应可中断负荷电价

1．对通过需求响应临时性减少（错避峰）的负荷按照其响应调控时间和响应速度执行可中断负荷电价。需求响应可中断负荷电价为调控时长对应电价标准乘以响应速度系数。

2.对通过需求响应临时性增加（填谷）负荷，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。

3.当地区电网需求小于申报容量时采用竞价模式，竞价上限不高于需求响应可中断负荷电价和可再生能源消纳补贴电价标准，优先选择申报价格低、响应容量大的用户（负荷集成商）参与响应。

4.尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出，按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时，按照电价标准予以补贴，尖峰电价资金可跨年滚动使用；当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时，按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则，对补贴发放按比例折算。

5.负荷集成商视为单个用户参与响应，负荷集成商与电力用户的补贴分享比例由双方市场化协商确定。

6．负荷集成商和电力用户参与需求响应所得激励资金应优先用于电能在线监测系统建设，实现响应点的数据实时采集，并接入国家（省）电力需求侧管理在线监测平台。鼓励电能在线监测系统与工业自动化系统集成对接，促进实时自动需求响应能力建设。

（八）实施系统架构

需求响应的启动、沟通、执行和效果评估等各环节均需要数据和技术平台的支撑，整个响应过程涉及国家（省）电力需求侧管理平台、新型电力负荷管理系统、需求响应平台、负荷集成商电能管理系统以及电力用户电能管理系统（或需求响应系统等）等，其实施系统基本架构如下图：

其中，新型电力负荷管理系统提供用户关口负荷数据的监测，是统计约定响应实际效果的重要依据；国家（省）电力需求侧管理在线监测平台对响应点的实时负荷数据进行监测，是判定实时响应是否有效执行的重要依据。省电力负荷管理中心借助新型电力负荷管理系统，与电力用户（负荷集成商）实时双向互动，实现需求响应过程的组织协调。

四、有关工作流程

（一）组织申报

省发改委会同省电力公司根据电力供需形势编制年度需求响应方案，各设区市发改委、供电公司按照年度方案积极组织电力用户及负荷集成商申报需求响应。

1.自愿参与：原则上每年3月至5月期间，符合申报条件的电力用户（负荷集成商），可通过省电力需求侧管理平台中的需求响应平台进行网上申请，填写需求响应申请单并上传相关资料。电力负荷管理中心可根据电力供需情况在其他时段组织电力用户动态补报。

2、审核评估：各设区市发改委会同供电公司对申报用户进行资格审核和需求响应能力评估确认，负荷集成商由省发展改革委会同省电力公司审核。用户（负荷集成商）必须通过省负荷管理中心对负荷管理装置、能源管理系统以及参与响应设备运行状况的检查。

3.签订协议：省电力需求侧管理平台对通过审核的用户（负荷集成商）予以公示，公示结束后，需求响应平台自动生成用户（负荷集成商）、省（市）发改委、省（市）电力（供电）公司需求响应三方协议，具备三方电子签章，不需线下签订。

若用户委托负荷集成商参与需求响应，应与负荷集成商签订需求响应可中断负荷业务委托协议，确定参与的设备以及负荷量，明确安全责任，并将协议上传至需求响应平台。

（二）响应效果确认

1、核定：需求响应执行的次月，各市发改委、供电公司和负荷集成商根据效果评估标准，结合用户执行实际以及系统监测数据分别对独立用户和集成商子用户实际需求响应负荷容量进行效果核定和统计汇总，并盖章上报省发展改革委、省供电公司。负荷集成商集成响应效果核定由省发展改革委会同省电力公司负责。

2、公示：省电力负荷管理中心将经核定后的用户响应负荷容量予以公示，公示期7个工作日。并通过省电力需求侧管理平台、手机APP、电话等多种方式告知用户（负荷集成商），用户（负荷集成商）对响应评估情况如有疑议可提出申诉，省电力负荷管理中心将对响应结果进行复核，如确有错误，应予以修正并告知相关地市或负荷集成商。

3、归档：省电力负荷管理中心将公示完毕后的用户数据报送省电力公司和省发改委，并将最终结果归档。

（三）激励资金核发

1.测算

需求响应执行次月，省发改委会同省电力公司根据需求响应执行情况和尖峰电价资金增收情况按照当年收支平衡原则确定需求响应激励资金兑付总体方案。省电力公司根据总体方案完成对每个用户和负荷集成商激励资金的测算，并于7个工作日内报送省发改委。

2.结算

省发改委对省电力公司上报的用户（负荷集成商）激励资金金额进行审核确认后，省电力公司于10个工作日内完成相关资金结算和兑现。

3.资金管理

省电力公司、省电力负荷管理中心完成年度资金结算后，应将实施尖峰电价年度增收费用、实施需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴支出费用以及年度总体收支情况报送省发改委。省发改委适时对资金管理情况进行监督检查。

五、保障措施

（一）职责分工

需求响应组织实施工作由省发改委、省电力公司、省（市）电力负荷管理中心、各设区市发改委和供电公司、电力用户和负荷集成商等协同完成。

1.省发改委牵头研究完善需求响应实施细则。省电力负荷管理中心指导各设区市电力负荷管理中心在年度需求侧保供方案中同步完成需求响应方案编制。

2.省发改委、省电力公司负责需求响应整体组织协调，指导设区市发改委和供电公司做好参与需求响应用户的筛选、审核和协议签订工作；对需求响应组织实施不力的各设区市发改委和供电公司，将采取相应的惩罚措施，纳入本单位绩效考核。

3.省（市）电力负荷管理中心负责需求响应具体执行和实施效果评估；

4.用户（负荷集成商）负责制定自身需求响应预案，履约实施响应，对执行不力的用户，各设区市发改委可将其转为有序用电用户，供电公司负责提供技术保障。

（二）系统运行保障

1.省电力公司负责需求响应签约用户（包括负荷集成商聚合的用户）负荷管理装置的运维工作，指导市供电公司确保数据监测的准确性和实时性，及时消除数据异常或通讯不畅等故障。

2.需求响应签约用户应保证其负荷管理装置、电能管理系统正常运行，将用电设备监测数据实时传送至省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

3.负荷集成商应保证其所属用户的负荷管理装置、电能管理系统正常运行，将用电设备监测数据实时传送至省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

4.省电力负荷管理中心应保障省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统稳定运行，确保与用户（负荷集成商）之间的信息传输正确无误。

（三）监督检查

1.省发改委、各设区市发改委负责对省电力公司、各市供电公司、电力负荷管理中心及负荷集成商在需求响应实施过程中相关工作及成效的监督检查。

2.省电力公司负责组织各市供电公司对参与需求响应用户（包括负荷集成商聚合的用户）的负荷管理装置运行状态的监督检查。

3.电力负荷管理中心负责对参与需求响应用户（包括负荷集成商聚合的用户）的响应点设备和负荷监测装置运行状态的监督检查。

4.省发改委负责对专项资金收支情况的监督检查。

（四）评价机制

省（市）电力负荷管理中心负责对用户（负荷集成商）需求响应执行全过程进行效果评价，省发改委、省电力公司分别将各市发展改革委、供电公司需求响应组织实施成效纳入本单位绩效考核指标体系。

各设区市发改委完善对属地独立用户需求响应效果评价机制和奖惩措施，鼓励在省级需求响应可中断电价的基础上进一步出台激励措施和将用户（负荷集成商）需求响应履约执行情况纳入企业征信。

获取本报告PDF版请见文末

一是： “碳达峰”、“碳中和”以及国内2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，光伏、风电接入应用比例提升；同时，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求。

二是： 储能相关配套政策逐步完善，包括明确规模目标、市场地位、商业模式、优化电价机制以及鼓励配套等方面，为储能创造有效的电力市场及政策支持环境。

基于以上观点，我们将在本篇讨论以下内容：

什么是储能技术 储能的应用场景 全球和中国的储能发展现状 “碳中和”趋势下的储能发展机遇 国内储能政策的持续完善 国内电化学储能发展空间。

电储能是实现电力存储与转换的技术，电化学储能是未来发展的重要方向。

储能即能量的存储；电储能是实现电力存储且包含电能与其他能量形式单向或双向转换的技术（本篇内容主要讨论电储能）。

电储能按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种：

电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

电化学储能不受自然条件影响，特别是锂电池储能，具有充电速度快、放电功率大、系统效率高等优点。

我们认为，随着系统成本的不断下降，电化学储能是未来储能产业重要的发展方向。

电力系统是储能领域的主要的应用场景

电力系统中储能可提供： 调频、备用、黑启动、调峰、需求响应、峰谷放冲等多种服务，是储能的重要应用领域。

储能在电力系统中根据应用场景可分为： 发电侧、输配电侧和用户侧；CNESA根据电力储能项目的主要用途进一步细化，将储能应用场景划分为：电源侧、辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和用户侧。

除电力系统外，储能在其他应用领域也具备增长空间

通信： 储能在通信基站、数据中心和UPS等领域起到备用电源的作用，并可利用峰谷电价差进行套利以降低设备用电成本。

据GGII统计，2020年中国通信储能锂电池出货量为7.4GWh，同比增长23.3%，未来5G基站建设规模加大有望打开通信储能市场空间。

数据中心： 随着移动互联网的快速发展及新基建、数字经济等建设推动，数据中心行业有望持续快速发展。

据36氪研究院统计，2020年我国数据中心市场规模为1958亿元，预计到2025年有望接近6000亿元。储能作为数据中心的备用电源，前期数据中心的应用以铅酸电池为主，随着锂离子电池性价比持续提升，未来有望逐步取代铅酸电池成为数据中心主流的储能形式。

其他： 储能应用领域多样，例如，轨道交通领域配置储能可实现列车再生制动能量的高效利用等。

全球储能项目规模持续增长，抽水蓄能是过去最广泛的储能形式

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为172.5GW，占比达90.3%，是过去最广泛的储能应用形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为14.3GW，占比为7.5%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为13.1GW，占电化学储能项目规模的的92.0%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能增长迅速，锂离子电池储能是主要的新增储能形式

新增装机规模方面： 2020年全球储能项目新增装机规模6.5GW，同比增长80.6%。

抽水蓄能新增装机规模为1.5GW，占新增储能项目装机规模的23.0%；

电化学储能新增装机规模为4.73GW，同比增长63.1%，占新增储能项目装机规模的72.8%；

其中锂离子电池储能新增装机规模4.65GW，同比增长69.6%，占电化学储能新增装机规模的98%。

中国是全球最大的新增电化学储能市场之一，未来有望持续领先

据CNESA全球储能项目库统计，在2020年全球电化学储能新增的4.73GW中，

地区结构：中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位，投运规模占比分别为33%、30%和23%，合计占比达86%，且均突破GW级大关。

项目结构：辅助服务、新能源发电侧、用户侧安装较多，占比分别为29.3%、28.8%和27.3%，电网侧为14.7%；

在2020年全球电化学储能新增的1.56GW中，新能源发电侧装机规模超0.58MW，同比增长438%，未来随着中国新能源装机规模的不断扩大，中国储能发展将持续全球领先。

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为31.8GW，占比达89.3%，是过去应用最广泛的储能形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为3.27GW，占比为9.2%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为2.90GW，占电化学储能项目规模的的88.8%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能高速发展，新增贡献接近一半

新增装机规模方面： 2020年中国储能项目新增装机规模3.2GW，同比增长190.9%。

抽水蓄能新增装机规模为1.49GW，2020年全球新增的抽水蓄能项目几乎都来自中国；

电化学储能新增装机规模为1.56GW，同比增长144.9%，占中国全部新增储能项目的48.8%；其中锂离子电池储能新增装机规模1.52GW，同比增长146.0%，占电化学储能新增装机规模的97.4%，是主要的电化学储能项目新增方式。

气候变化威胁形势严峻，“碳中和”势在必行

随着工业的发展和人类活动规模的扩大，对化石能源和自然资源的过度开发利用导致温室气体排放显著增长，造成全球温升和自然灾害。

2016年4月，175个国家和地区的领导人签署《巴黎协定》，成为全球应对气候变化的标志性事件之一；

2018年，政府间气候变化专门委员会(IPCC)发布《全球1.5 升温特别报告》指出，要将全球变暖限制在1.5 C，到2030年，全球人为二氧化碳净排放量必须比2010年的水平减少约45％，到2050年左右实现“净零”排放，即“碳中和”。

根据ECIU的统计，除了已经达成“碳中和”的苏里南和不丹外，已有超50个国家和地区已经公布“碳中和”相关目标，以应对全球气候变化的威胁。

新能源应用是碳减排的重要实现方式，储能有望同步受益

据CAIT，2018年全球能源活动排放量占全球温室气体总排放量的76.1%，是碳排放的主要来源。推动清洁能源转型、加大新能源应用比例是未来能源发展的主要方向。

2020年12月，进一步宣布“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”、“风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”等目标。

据IRENA预测，到2050年全球49%的能源消费将来自电力，其中86%来自可再生能源，预计将以风电和光伏为主；到2050年全球光伏和风电的累计装机容量将有望超过8500GW和6000GW，光伏、风电装机规模具备可观发展空间。

新能源应用规模加大，新生态下电力系统对储能配备需求加大

新能源具备随机性、间歇性、波动性等特点，大规模新能源接入会对电力系统带来挑战。

储能配置将助力新能源消纳，并有效保障电网的稳定运行，我们预计未来随着新能源应用规模加大，储能技术将迎来高速发展。

储能在新能源比例提升的新型电力系统中可发挥多重作用：

发电侧：新能源发电侧配储能可以对新能源的波动性、间歇性等进行平滑，提升新能源的电网友好性，推动新能源的高质量发展。

电网侧：可提供调峰、调频、调压等功能，提升电网的新能源消纳能力，利于电网的稳定运行；

用户侧：随着峰谷电价差的拉大及分时电价政策的不断完善，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生出新型生态系统，将打开市场储能配置需求，以实现降低综合用电成本、促进电能优化配置利用、提高电力自发自用率、支撑微电网稳定运行等功能。

地方储能相关政策陆续出台

目前国内多地加大对可再生能源配套储能的支持政策或相关要求，多省份要求储能容量配比在10%-20%、储能时长在2小时及以上。

此外，青海省对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.10元/Kwh运营补贴。

各省对于储能政策落实将进一步加大储能在新能源发电侧的应用，有望加快储能系统的发展。

国家级储能政策密集发布，为储能的规模化发展铺平道路

近期国家发改委、国家能源局针对新型储能、分时电价、以及新能源消纳等政策进行了完善。

新型储能的商业模式和市场地位进一步明确。

7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中提出“到2025年装机规模达3000万千瓦以上”的目标，以及从“明确新型储能独立市场主体地位”、“健全新型储能价格机制”以及“健全‘新能源+储能’项目激励机制”三个方面进行政策机制完善。

拉大峰谷电价差，推动用户侧储能发展。

7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中提出了“合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1”的要求，以及建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制，优化分时电价机制，并提出建立动态调整机制等。

明确新增新能源并网消纳规模和储能配比，发电侧储能配套作用凸显。

8月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中明确：“每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任”，并在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，提出“鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模”、“允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模”，并对自建调峰资源的“超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”

我们认为，随着光伏、风电等新能源装机规模的不断增长以及分布式能源应用扩大，无论是发电侧、电网侧还是用户侧配备储能的必要性和需求均大幅上升，政策的逐步完善将为储能发展创造良好的市场环境，有利于推动储能产业的高速发展。

国内电化学储能装机规模预计迎来可观增长空间

我们认为，随着可再生能源装机规模的持续增长、储能及电价相关政策的不断完善，以锂电池为主的新型储能技术有望在相关机制的推动下迎来高速发展契机。

国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标。以此计算，2020-2025年均复合增长率将超50%。

据CNESA预测：

保守场景下，2025年中国电化学储能累计投运规模有望达35.5GW； 随着“碳达峰”和“碳中和”目标和储能相关政策的推动，理想场景下2025年中国电化学储能累计投运规模有望达55.9GW。

据赛迪智库预测：到2025年我国锂电储能累计装机规模有望达50GW；到2035年我国锂电储能累计装机规模有望达600GW。

我们认为，在新能源大规模接入的新型电力系统体系下，储能有望迎来大规模发展机遇：

“碳达峰”、“碳中和”以及2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，同时分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求；

国家级及地方相关政策进一步完善，2025年储能装机规模目标、市场地位、商业模式得到明确；峰谷电价价差的拉大有望推动用 户侧配置储能，项目经济性提升将加大储能市场需求；鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模利于进一步扩 大储能在发电侧的需求和应用空间。行业相关政策的逐步完善将有利于推动储能产业的高速发展。

储能发展机遇下的锂电池、逆变器、储能系统集成三条主线：

锂电池：储能系统装机规模的快速增长将直接推动锂电池需求，具备性能成本优势、销售渠道以及技术实力的企业有望受益；

逆变器：PCS与光伏逆变器技术同源性强，且用户侧储能与户用逆变器销售渠道较为一致，逆变器技术领先和具备渠道优势的企业有望受益；

储能系统集成：储能系统集成看重集成商的集成效率、成本控制以及对零部件和下游应用的理解，在系统优化、效率管理、成本管控以及应用经验具备竞争优势的供应商有望受益于市场规模扩大。

行业公司：阳光电源、锦浪 科技 、德业股份、科士达、宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、国轩高科、派能 科技 等。

储能装机不及预期；

储能政策不及预期；

设备安全性风险；

储能成本下降速度不及预期等。

——————————————————

报告属于原作者，我们不做任何投资建议！

报告原名：《 新能源发展+政策双轮驱动，国内储能行业迈入快车道 》

作者、分析师： 华西证券 杨睿 李唯嘉

获取更多PDF版报告请登录【远瞻智库官网】或点击链接：「链接」