我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀
政策環(huán)境
我國儲能產(chǎn)業(yè)的戰(zhàn)略布局最早追溯到2005年出臺的《可再生能源發(fā)展指導目錄》；2010年出臺《可再生能源法修正案》，明文規(guī)定電網(wǎng)企業(yè)應發(fā)展和應用智能電網(wǎng)、儲能技術；2011年，儲能被寫入“十二五”規(guī)劃綱要；2017年10月國家能源局出臺儲能行業(yè)第一個指導性文件《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》，指出要在第一階段（主要為“十三五”期間）實現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡；第二階段（主要為“十四五”期間）實現(xiàn)商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變。同時，各省區(qū)市也陸續(xù)出臺關于推動儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的各項政策。
由此可見，國內對于儲能的認識由是否發(fā)展逐漸轉變?yōu)槿绾胃哔|量發(fā)展，目前政策從宏觀引導、指導的角度明確了我國發(fā)展儲能的重要性、必要性和國家所持的積極鼓勵態(tài)度，符合我國和國際社會發(fā)展新能源，建設清潔低碳、安全高效現(xiàn)代能源體系的大潮流和新理念。
市場環(huán)境
近3年來，儲能發(fā)展最快的類型是電化學儲能，包括鋰離子電池和鉛酸電池，其次是壓縮空氣儲能、超級電容器、飛輪等機械儲能。據(jù)統(tǒng)計，目前中國儲能裝機規(guī)模位列全球第一，占全球裝機總量17.3%，美國、日本分列二、三位。截至2018年12月，中國儲能累計裝機32.9吉瓦。其中，抽水蓄能裝機31.9吉瓦，占比95.8%；電化學儲能裝機899.9兆瓦，占比3.4%；其他儲能技術（壓縮空氣儲能、飛輪儲能、熔鹽儲熱）共計114.3兆瓦。
我國的儲能目前主要建設在清潔能源富集地區(qū)和負荷中心地區(qū)，發(fā)展最快的省份包括江蘇、青海和西藏等，其投產(chǎn)項目的儲能裝機規(guī)模位居我國前列。按照應用場景的不同，儲能主要分為電源側儲能、電網(wǎng)側儲能和用戶側儲能三種類型，江蘇主要是電網(wǎng)側儲能和用戶側儲能，提供包括輸配電設施基礎服務、微網(wǎng)和工商企業(yè)備用電源等相關儲能服務；青海由于擁有豐富的風力和光照資源，主要發(fā)展電源側儲能，支撐新能源的并網(wǎng)及微網(wǎng)運行等服務場景；西藏和青海情況類似，發(fā)展重點在于支撐清潔能源并網(wǎng)的電源側儲能。
未來，我國電化學儲能規(guī)模仍將保持高速增長。隨著電力體制改革的進一步推進，儲能參與電力市場交易的機制、盈利模式將進一步明晰，這將為我國儲能應用帶來更大的市場空間。在此情景下，電化學儲能的規(guī)模將在2022年突破10吉瓦，在2023年接近20吉瓦。
商業(yè)模式
電網(wǎng)側儲能可有效提高電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行水平，在調峰調頻、系統(tǒng)備用、改善電能質量以及緩解高峰負荷供電壓力、延緩輸配電設施升級擴容等多個方面具有重要作用。當前電網(wǎng)側儲能商業(yè)模式主要有以下三種：
一是經(jīng)營性租賃模式。在該模式中，電網(wǎng)公司租賃第三方供應商的儲能設施，租賃費用由儲能設施供應商和電網(wǎng)公司協(xié)商確定；二是合同能源管理模式。在該模式下，電網(wǎng)公司對用戶、第三方供應商等主體所有的儲能設施進行運維管理，取得的收益按雙方合同約定的比例進行分享；三是電網(wǎng)公司全資建設運維模式，但由于《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》提出抽水蓄能、電儲能成本不得計入輸配電成本范圍，限制了電網(wǎng)公司投資電網(wǎng)側儲能的積極性。
電源側儲能主要應用于支撐風電、光伏等出力波動性清潔能源發(fā)電的順利并網(wǎng)，通過制定充放計劃平抑清潔能源發(fā)電出力曲線波動，有效跟蹤負荷曲線，實現(xiàn)清潔能源的高比例消納。除此之外，儲能系統(tǒng)能夠減小清潔能源出力預測誤差，降低清潔能源電廠偏差考核風險，進一步提升經(jīng)濟效益。同時，電源側儲能也可以與火力發(fā)電相搭配，提升常規(guī)火電機組的調節(jié)性能和運行的靈活性，獲取調頻的補償收益。
用戶側裝設儲能設施的盈利主要來自于降低用電成本、峰谷價差套利以及參與需求響應等方面。配置儲能設施的園區(qū)或建筑基于峰谷電價機制，將供熱、供冷系統(tǒng)和儲能設施協(xié)同調度，實現(xiàn)智能化用電，節(jié)省電費支出。儲能設施具備靈活的充放特性，可降低電網(wǎng)峰谷差率，因此用戶側儲能還可參與需求響應移峰用電獲取補償收益，將來還可以參與電力輔助服務市場獲取收益。
推進我國儲能商業(yè)化的難點
綜上可以看出，我國儲能產(chǎn)業(yè)在電源側、電網(wǎng)側和用戶側的發(fā)展應用積累了較為豐富的商業(yè)運營經(jīng)驗，具備了大規(guī)模推廣應用的基礎。但我國儲能產(chǎn)業(yè)在商業(yè)化推進過程中也面臨著諸多難點，包括大規(guī)模儲能技術成本高、儲能技術類型與應用場景匹配性不強、儲能電站商業(yè)模式不明晰、政策機制不完善及安全性問題等方面。
大規(guī)模儲能技術成本高
為實現(xiàn)儲能的大規(guī)模應用，我國迫切需要低成本、安全可靠的儲能電池，大規(guī)模儲能技術成本是制約其實現(xiàn)商業(yè)化和規(guī)?；l(fā)展的難點之一。目前電化學儲能技術中經(jīng)濟性較好的是鉛蓄電池和磷酸鐵鋰電池，但相較抽水蓄能仍然偏高，綜合度電成本為0.4～0.5元/千瓦時，尚不能完全依賴峰谷價差實現(xiàn)盈利，導致市場投資者積極性不高。目前儲能技術在系統(tǒng)成本、轉換效率、壽命、安全性以及運維和回收等問題上還有待進一步突破。
儲能技術類型與應用場景匹配性不強
電力系統(tǒng)發(fā)電、輸電、配電、用電各個環(huán)節(jié)對儲能技術都有需求，導致儲能技術應用場景復雜、多樣，每個應用場景對儲能技術的能量密度、功率特性、成本、壽命、啟動及響應時間等特性要求存在差異。應用場景的復雜性決定了單一儲能技術無法滿足電網(wǎng)對儲能技術的多樣需求。目前尚未有一種儲能技術能夠適用于各類場景，因此，需要針對各類特定需求場景開發(fā)、選用適用的儲能技術。
盈利模式無法體現(xiàn)儲能的多元價值
儲能在電源側、電網(wǎng)側和用戶側已有相對成熟的應用，但目前尚無適合的商業(yè)模式能夠匹配儲能的多元價值。用戶側方面，儲能收益方式單一，盈利性很大程度上依賴峰谷價差，受制于較高的建設成本，用戶投資建設儲能系統(tǒng)的積極性不強。電網(wǎng)側方面，儲能投資和回收機制不夠清晰，成本無法通過有效的機制進行疏導，限制了電網(wǎng)側儲能的進一步發(fā)展。電源側方面，利于儲能發(fā)揮技術優(yōu)勢的電力市場機制尚未形成。目前國內電力市場體系還在進一步完善，適用于儲能的交易品種有限、規(guī)則有待完善，尚未形成成熟的現(xiàn)貨和輔助服務市場，不利于充分體現(xiàn)儲能為電力系統(tǒng)提供各類輔助服務的多元價值。
儲能設備安全問題不容忽視
目前國內外發(fā)生了多起電化學儲能起火事件，包括韓國儲能電站火災事故、特斯拉汽車起火事故和美國光熱電站火災事故、江蘇儲能電站起火事故等，主要原因在于儲能在應用于調頻等高頻次、高倍率充放電場景時，安全性會受到更嚴格的考驗。電力系統(tǒng)的安全關系國計民生，因此市場對儲能產(chǎn)品的安全性尤為關注，安全問題直接制約著儲能技術應用甚至是儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
儲能產(chǎn)業(yè)政策機制仍不完善
我國現(xiàn)行儲能政策在推動儲能的發(fā)展方面，鼓勵的方式還比較粗放，尚未形成系統(tǒng)配套的政策體系和價格體系，也缺乏細化的和可操作性強的實施綱要。例如，發(fā)展技術路線圖、可獲得的補貼、優(yōu)惠政策、成本效益如何分攤和核算等都缺乏相關的措施或實施辦法。同時，我國對于儲能示范項目缺乏常態(tài)性的管理、跟蹤和階段性的總結反饋，沒有明確的電價和成本核算、成本回收等立足于長遠的行動方案。
儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議
針對我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展存在的難點提出以下幾點建議：
加大對大容量儲能技術的研發(fā)投入。儲能技術的研究應適度超前于需求，因此需進一步加大對儲能技術基礎研究的投入，促進儲能技術創(chuàng)新，鼓勵儲能技術朝著多元化的方向發(fā)展，促進儲能度電成本的進一步降低。此外，除了推進電化學儲能的研發(fā)和應用外，也應注重儲熱和蓄冷等廣義儲能的發(fā)展。重點支持能夠顯著提升技術經(jīng)濟性的儲能裝備技術創(chuàng)新，同時大力推進技術標準建設。
同步開展儲能與清潔能源發(fā)展規(guī)劃。結合清潔能源發(fā)展同步進行儲能規(guī)劃，規(guī)劃目標可根據(jù)具體項目制定，包括項目的綜合用能成本最低、達到一定的清潔能源滲透率及用能效率等，明確儲能系統(tǒng)的配置方案，包括儲能類型、容量、功率和建設位置等內容。通過為清潔能源電站合理配置一定容量和功率的儲能系統(tǒng)，促進大規(guī)模的清潔能源并網(wǎng)消納；可以從增加清潔能源機組優(yōu)先發(fā)電量、增加儲能系統(tǒng)補貼等手段，給予儲能與清潔能源同步規(guī)劃方面的政策支持。
推廣峰谷電價政策機制。實施峰谷電價，能夠為電網(wǎng)削峰填谷和吸引儲能投資創(chuàng)造更大空間。通過擴大峰谷電價實施范圍，合理確定峰谷價差等手段進一步推進峰谷電價機制的實施，運用價格信號引導電力削峰填谷，為儲能系統(tǒng)提供市場空間?？稍O立動態(tài)的峰谷電價機制，為儲能系統(tǒng)的靈活性優(yōu)勢提供發(fā)揮空間，促進儲能的應用和發(fā)展。
建立清潔能源、儲能并網(wǎng)規(guī)范機制。建立清潔能源電力并網(wǎng)的規(guī)范機制，對于電能質量不滿足并網(wǎng)要求的清潔能源電量進行選擇性接收，使清潔能源廠站注重儲能系統(tǒng)的配置應用。此外，應加快完善儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)的設計規(guī)范，為儲能的開發(fā)和應用提供標準參考，同時促進儲能產(chǎn)業(yè)的健康、有序發(fā)展。
鼓勵各類型主體參與儲能投資。通過政策引導，鼓勵電源側、電網(wǎng)側和用戶側等各類型投資主體參與儲能系統(tǒng)的建設和應用。明確儲能系統(tǒng)參與電力系統(tǒng)輔助服務的市場機制和盈利模式，吸引投資者投資儲能產(chǎn)業(yè)，包括技術研發(fā)、設備制造、系統(tǒng)建設和材料回收等各個環(huán)節(jié)，鼓勵電源側、電網(wǎng)側、用戶側以及第三方獨立儲能供應商等任何有條件的投資方投資建設儲能裝置。
加快建設大規(guī)模儲能應用的示范項目。通過建設儲能示范項目進一步探索儲能的應用場景和商業(yè)模式，為后續(xù)儲能在電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)的大規(guī)模應用積累經(jīng)驗。借鑒較為成功的儲能示范項目，探索可復制的推廣模式，充分發(fā)揮示范項目的帶頭作用。同時，示范項目政策中還宜再細化投資成本、考慮示范項目后期產(chǎn)出及其運維需要、試驗期滿后實行商業(yè)運行獲利償還前期補貼等一系列問題，使項目能發(fā)揮長遠效益。
鼓勵儲能系統(tǒng)的獨立化運營。建議允許儲能系統(tǒng)作為獨立市場主體開展運營，并明確獨立儲能設施的并網(wǎng)、接入和歸調的方式。目前儲能是聯(lián)合其他市場主體運營，比如在電源側配合火電機組，提供調峰調頻，獲取輔助服務補償收益。配合清潔能源機組進行高儲低放，平抑清潔能源出力曲線，增加清潔能源電廠的電量收益等。這些模式是儲能系統(tǒng)配合其他市場主體運營的，儲能系統(tǒng)獨立運營有利于從全系統(tǒng)角度優(yōu)化配置和調用，更好地發(fā)揮其靈活性特點，因此需明確獨立儲能設施并網(wǎng)、接入、歸調的方式。
加快推進電力市場建設，完善電力市場機制。通過完善電力市場機制合理體現(xiàn)儲能在削峰填谷和提升電能質量等方面的多元價值，通過市場交易使儲能獲得與其特性相匹配的收益。加快推進電力市場建設，完善儲能參與輔助服務市場的交易機制，豐富輔助服務交易品種，包括調峰調頻、備用、黑啟動等，通過市場手段實現(xiàn)儲能系統(tǒng)價值的合理回報。
設立儲能專項發(fā)展基金。儲能基礎設施的初期投資大、投資回收期長、投資收益性較低，客觀需要融資和金融服務政策的支持。建議把儲能基礎設施納入城市基礎設施建設體系給予低息貸款政策支持，同時鼓勵企業(yè)通過定增、發(fā)債等間接融資獲得專項資金，鼓勵風險投資的參與。加快發(fā)展儲能產(chǎn)業(yè)基金或綠色投資基金，借鑒產(chǎn)業(yè)基金運營模式，委托給第三方管
理并定期核算投資收益。通過銀行等金融機構發(fā)行綠色金融債券促進儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
