新型储能如何发展？

2021年4月21日，国家发展改革委和国家能源局公布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下文简称《指导意见》），并向全社会征集意见。这个文件很可能是过去十年储能行业至今最重要的文件，其明确规定了到2025年新型储能装机规模达 3000 万千瓦以上，这是国家政策层面第一次明确储能装机目标。

据统计，截至2020年底，中国已投运电化学储能累计装机为3269.2兆瓦，即330万千瓦，按照文件提出的装机目标，到2025年中国的电化学储能安装量将增加10倍左右。这将极大提升全行业的信心，储能行业将正式进入发展快车道。但另一方面，也有一些业内人士感到焦虑。本文将对《指导意见》征求意见稿中的重要信息做出解读，并响应号召提出修改建议。

《指导意见》解读

“十四五”储能发展的整体思路是规模效应和完善市场机制双管齐下。在不涨电价的前提下先上量，寄希望于规模效应降低成本，同时推进电力体制改革，完善储能的市场环境，实现到2025年“新型储能从商业化初期向规模化发展转变”。众所周知，过去十几年制约储能行业发展的主要有两个原因：一是成本高，二是缺乏价格机制。从《指导意见》的内容来看，降低储能的成本是首要的，成本降得越快，市场机制上的困难就显得不那么重要了。未来五年，降低成本将是行业的主旋律。

支持力度排序：源、网、荷。《指导意见》中提到“鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式”，但是对于如何发展源、网、荷储能的表述有所区别：大力推进电源侧储能项目建设。积极推动电网侧储能合理化布局。积极支持用户侧储能多元化发展。从力度和支持手段来说，“新能源+储能”将是重中之重，部分网侧储能有望进入输配电价，而用户侧将得到“积极支持”。由此可以判断，源和网侧项目将得到大力支持，这对储能行业的设备厂家，尤其是头部厂家来说是个很大的利好消息，3000万千瓦的储能安装量将主要由发电侧、网侧项目组成。具体解读如下：

（1）大力推进电源侧储能项目建设：“结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。”这意味着可再生能源电站配置储能的项目将会大面积试点。除了经常提到的调峰，《指导意见》还重点强调了储能的容量支撑作用，让可再生能源的容量可靠稳定是储能支撑可再生能源发展的重点。未来各地出台政策扶持电源侧储能项目的时候，相信不仅会从调峰补偿的角度支持，还会把容量支撑的价值考虑进去。“充分发挥大规模新型储能的作用，推动多能互补发展，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。”储能将成为特高压送出线路或者可再生能源基地的配套手段，以提高可再生能源送出电量占比。“探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。”利用好既有电力基础设施的项目将得到鼓励。

（2）积极推动电网侧储能合理化布局。储能有望成为特高压的配套技术，以保证大电网的安全；对于某些电网末端的负荷来说，储能或者风光储将成为替代传统的“拉线路”手段；对于随着季节、当地工况变化较大的负荷、可靠性要求较高，需要重点保供电的负荷，移动式储能车或固定储能电站将替代备用发电车等传统增容手段。上述可能的模式，都有希望进入输配电价，前提是成本不高于传统手段，不会扭曲电力价格，不会影响电力市场公平。

（3）积极支持用户侧储能多元化发展。鼓励一些场景的融合发展，探索新模式，探索虚拟电站、智慧能源的商业模式。相对于发电侧和网侧项目来说，对用户侧储能的鼓励没有提及具体措施，没有提到用户侧的融资渠道问题，以及如何解决客户数据获取的问题，也没有提到如何鼓励光储结合。

健全新型储能价格机制。“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场”指的应该是先推广类似于应用于抽水蓄能的两部制电价政策，然后再鼓励储能通过参与电力市场疏导成本。《指导意见》提到，“研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，目前输配电价每三年核定一次，上一次是在2019年，当时电化学储能没有被纳入输配电价。（详见：来论 | 成本不计入输配电价，电化学储能就无法发展了吗？）“完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间”，拉大峰谷价差此前已有多个政策文件提及，到目前为止并没有实质性变化。

健全“新能源+储能”项目激励机制，鼓励地方先行先试。可再生能源+储能的模式还处于各地试点的过程中，目前全国有将近20个省份出台“鼓励”（或强配）储能的政策，但从《指导意见》的表述来看，可再生能源如何配置储能依然存疑。是每个电站配置一定比例的储能？还是共享模式，在更高电压等级的位置上建设规模更大的储能电站？储能的成本如何疏导？是由增量部分承担还是所有的可再生能源电站共同分摊？相应地，这也关系到投资人如何收回储能的成本。接下来的几年时间内，各地会根据资源禀赋上马大量项目，经历一个不断试错的过程。

整体上看，对《指导意见》感受主要有以下两点：

第一，重表前（发电侧和网侧）而轻表后（用户侧）市场，重硬件而轻软件，重可再生能源的比例而轻分布式的发展。一般情况下，擅长发电侧和网侧应用的是电网和发电企业，而用户侧更适合民营企业。从《指导意见》来看，发电侧和网侧将是未来几年3000万千瓦安装量的主战场，这部分市场的产品定义将由电网和发电企业共同完成。对于设备提供商来说，谁的产品物美价廉，谁就将获得更大的市场份额，这对于电池、电力电子设备和相关配套的电气设备厂家来说，是极大利好。

相对而言，用户侧的发展更多由市场决定，没有太多的支持政策。这可能使得储能企业只注重产品的硬件开发，而不再关心应用技术，储能或将变成一个像变压器、输电线路那样的设备。但在构建新型电力系统的目标下，未来系统将有大量的分布式电源、电动汽车，用户侧也应开发出新的模式和技术。

第二，重降成本而轻改善市场环境。近年来，随着电动汽车的发展和电池厂家的持续研发，电池的成本已经明显降低，但价格机制的缺失始终制约着储能行业的发展。《指导意见》似乎更希望通过储能成本的下降，来弥补市场机制上的短板。但笔者认为，这两件事情不矛盾，主管部门应该更加重视营造储能发展的良好市场环境，让储能的价值都能量化并在市场中体现，才能更有利于商业化和规模化发展。

对《指导意见》以及储能行业的建议

应该因地制宜决定重点发展何种形式的储能。中国地大物博，各地情况都不相同，比如，西部和三北地区发电资源丰富但负荷较小，应该以发电侧配套储能为主，而东南沿海、京津唐等负荷密集地区应该多发展用户侧储能。笔者认为，实现碳中和不能只靠发电侧和网侧，新型电力系统除了以高比例可再生能源为主要特征以外，还意味着未来每个电力用户都可能成为能源生产者。现阶段，提高可再生能源的比例确实是我国电力转型的主要任务，但随着碳中和事业的推进，用户侧必然会越来越重要，因此需要打好产业基础，持续积累技术。

欧美日澳等较早支持储能产业的国家和地区，最早都把补贴给了用户，让电力用户自行决定是否使用储能以及购买谁的储能产品。相对于发电侧和电网侧，用户侧的电价更高，储能在用户侧可实现的应用更多，更容易实现多重应用，进而获得更多收益。从扶持储能商业模式的角度来说，用户侧更容易实现经济性，对财政的资金压力最小，是最适合用市场手段培育的应用场景。目前，欧美、日本等国家和地区涌现出了一批以人工智能为核心技术的用户侧储能公司，不仅能给本地用户提供满足投资回报要求的储能产品、商业模式，还能聚合这些分布式资源参与需求响应，例如Stem、EngieStorage、Fluence、GreenSmith等。

发电侧储能需要市场机制支撑。扫清储能进入辅助服务、现货市场的障碍，只要是技术上可行的就可以允许储能参与。不要让储能作为可再生能源的附属品，把储能作为可再生能源核准备案的门槛，让储能成为光伏风电开发的额外成本是不可取的。在制定储能的价格机制时，不要只算总账，要让储能的每一种应用都有对应的付费机制，实现按效果付费。例如，可再生能源电站配置一定比例的储能，如果以增加发电小时数为收回成本的方式，那么多少储能对应多发多少小时数是合理的？怎么保证这个数字的实现？如果不能有一个清晰的计算投资回报的方法，那么这个模式难以持续发展。

《指导意见》提到的容量电价指的是网侧储能电站，并没有提及要给发电侧储能容量电价，然而可靠容量与安装地点没有关系，如果网侧能为容量服务付费，那么装在发电侧的储能也应享有同样的权利和义务。美国把可再生能源+储能的模式称之为Hybrid Resource，设计了退税政策，退税的比例取决于电池的电有多少比例来自可再生能源，如果所有电力都来自于本地可再生能源电站，就能享受最高退税政策，这使得储能用清洁电力向系统提供可靠容量，响应市场价格信号，从而起到调峰作用。（详见：可再生+储能，“热土”还是“深坑”？）

重视机制研究，建立国家级储能经济、政策、应用领域的科研机构。过去十几年，中国对储能的研究，主要集中在基础学科和装备制造领域，而对储能的应用技术、经济性研究和市场设计等方面投入较少。很多涉及电力系统仿真等价值量化工作没有展开，导致在企业产品开发和政府决策时，缺乏必要的基础研究和数据支持。

重视装备、制造业发展的同时，也要重视软件、人工智能等产业链其他关键环节的培育。过去十几年，储能行业的产业基础取得了长足的进步，得益于电动汽车的发展，锂电池快速发展；得益于风电光伏等相关行业的发展，电力电子设备快速发展。但是，储能产业实现商业化的关键是解决方案公司，他们熟悉应用场景、懂得优化配置、商业模式等，通过软件的形式盘活整个储能系统，并且把大数据和人工智能等先进技术融合到储能系统中，这类公司在一定程度上代表了一个国家储能产业的先进程度，建议《指导意见》体现对这个领域的扶持力度。