可再生能源配置储能成为趋势！“十四五”我国储能产业发展展望

      “十三五“期间，中国储能产业进入了高速发展时期。据CNESA全球储能项目库的不完全统计，2016年底，中国投运储能项目累计装机规模为24.3GW（含物理储能、电化学储能、储热），其中电化学储能的累计装机规模为243MW；对比2019年底的数据，4年的时间，中国已投运储能项目（含物理储能、电化学储能、储热）增幅达32%，而电化学储能项目更是增长了7倍还多。高速增长的背后，虽然有产业发展初期基数较小，增长速度易于爬坡的客观原因，更有行业发展的必然条件予以支撑。

      一是储能系统成本的快速下降为商业化应用奠定基础。进入2020年，CNESA通过对主流厂商进行调研了解到，以锂离子电池为例，目前系统成本（不含PCS）已降至1000-1500元/KWh，已进入应用的盈亏平衡点，为实现商业化发展奠定基础。

      二是国家层面政策的出台直接推动储能发展的热潮。2017年由五部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，作为我国储能产业第一份综合性政策文件，明确了储能技术对于构建我国“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系，推进我国能源行业供给侧改革、推动能源生产和利用方式变革的战略意义，指明了我国储能产业发展的方向和目标。而以储能参与辅助服务市场为代表的主要应用领域政策的细化，以青海、广东、江苏、内蒙古、新疆等地方政策的出台与落地，直接掀起了相关区域对储能建设与投资的热潮。

      三是规模化项目的实施与运行验证了储能在主要应用领域的功能和价值。据CNESA全球储能数据库统计，截至到2019年底，全国电化学储能的累计装机项目数量约800多个，经过实际项目验证了通过合理配置储能可以提升电力系统的稳定性、灵活性，提升系统的运行效率，实现电力与电量的平衡，是解决目前电力系统结构性矛盾的有效手段之一。

      四是我国储能产业链布局完善培育了具有国际竞争力的市场主体。目前我国储能产业从材料生产、设备制造、系统集成、资源回收等已经初步建立了较为完备的产业链，虽然在有些关键环节还依赖国外技术，但无论是主流技术还是前沿技术我国都有所布局，并培育了以宁德时代、比亚迪、大连融科、中科储能、中车新能源等一批技术领先的储能厂商，是实现我国储能规模化发展的产业基础。

      站在2020年这一“十三五”时期收官的节点上，我们可以总结，储能在这五年中取得了丰硕的成果，实现了“指导意见”设定的目标，储能产业已经步入商业化初期，储能对于能源体系转型的关键作用已经显现和初步验证。

探讨“十四五”时期我国储能产业发展方向

      2020年亦是“十四五”规划的编制之年，业界期望通过国家层面的顶层设计，突破市场机制壁垒，建立适宜储能发展的市场环境，改变储能“夹缝中求生存”的现状。目前，我们了解到“能源发展十四五规划”、“电力十四五规划”、“能源技术创新十四五规划”、“可再生能源十四五规划”等，都将储能列入其中，有的直接设置储能专题进行研究。中关村储能产业技术联盟有幸参与其中部分的编写工作，在此我们尝试对“十四五”期间储能的发展进行展望并与业界共同探讨。

      以应用为导向，突破现有储能技术发展瓶颈。高安全、长寿命、高效率、低成本大规模、可持续发展是衡量先进储能技术的主要维度。中科院物理所李泓老师在中国能源研究会年会上提出，十四五期间，大规模储能技术的总体发展目标为：重点发展长时、中短时、高功率三类规模储能技术；降低度电使用成本到0.2元/kWh以下；延长储能器件寿命到15-30年；发展模块化、标准化、智能化关键技术；发展梯级利用，全寿命周期、可持续发展的关键技术；发展高度安全、高度可靠、高水平规模化制造的关键技术。

      此外，2月11日，由教育部、发改委、能源局联合印发关于《储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）》的通知，要求加快培养储能领域“高精尖缺”人才，增强产业关键核心技术攻关和自主创新能力，以产教融合发展推动储能产业高质量发展，推动储能技术关键环节研究达到国际领先水平。这一文件的出台将为我国储能技术创新发展提供可持续的支撑。

      可再生能源配置储能成为趋势。随着可再生能源装机的快速增长，“十四五”时期，调峰需求进一步增大，可再生能源将作为常规电源予以考核和约束，配置一定比例的储能成为主要的调节手段。目前，西藏、新疆、青海、内蒙古、江苏、安徽、浙江、湖南、山东等省份陆续出台政策，对按比例配置储能的可再生能源场站给与优先并网、增加发电小时数等激励政策。宁德时代更是瞄准这一市场，与国网综合能源服务集团合资成立新疆国网时代储能发展有限公司，共同推动可再生能源领域储能项目的投资、建设和运营。

      政策的直接推动固然有利，而促进长期发展，还需要考虑一些关键问题。一是限定比例配置储能是否合理，是否是区域系统的最优配置；二是在光储/风储实现平价上网之前，储能的投资成本如何疏导，如何与电力市场建设相结合，获得合理的市场收益；三是在没有形成市场闭环的情况下，需考虑如何避免劣币驱逐良币，避免为了压低成本安装低品质的储能系统，避免储能资源闲置得不到合理应用。

      电网侧储能有望在新的监管周期获得重启。在国家发改委、国家电网相继出台政策，明确电网投资电储能资产不计入输配电价成本后，快速发展的电网侧储能一时陷入沉寂。而2019年江苏、河南、湖南电网侧储能项目陆续运行，示范验证了电网侧储能在启停调峰、跨省调峰、调频、精准切负荷、需求响应等方面的应用，在安全性、系统运行效率等方面也初步得到了认可。进入2020年，新任国家电网毛伟明董事长明确提出“要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展。”而“十四五”期间，正值我国输配电价核算的第二个监管周期，在新一轮监管周期下，电网侧储能是否会有新的发展机遇，是各方关注的焦点。

      经过研究，储能联盟认为在电力市场化改革大的背景下，遵循“先市场，后计划”的基本原则，应优先引导社会资本投资电网侧储能系统，电网企业体现兜底服务价值；应明确纳入输配电价的储能系统服务内容和替代价值，明确电网侧储能资源参与电力市场的工作界限，用公允的市场价格评估成本计入标准，并建立科学的监管机制和有效的监管指标对电网侧储能予以约束和激励。因此，我们认为建立合理的市场机制、价格评估机制、科学的监管和激励机制，是电网侧储能重启的条件，也是电网侧储能实现商业化的关键。

      辅助服务市场进一步深化需建立合理的价格传导机制。以调频为代表的辅助服务市场是目前我国储能产业最具商业价值的应用领域，据CNESA全球储能数据库统计，我国辅助服务领域电化学储能的累计装机规模为270.3MW，占市场份额的15.8%。近几年随着各地辅助服务市场的建立，储能参与调频的项目增长迅速，但是整体我国支付辅助服务费用占上网电价的比例且市场容量有限，而随着可再生能源渗透率的不断增加，对调峰和调峰的需求将大幅增长，费用也将随之上涨。而目前我国现有辅助服务市场是建立在发电企业间“零和博弈”的基础之上，如果没有合理的机制将价格向电力用户进行传导，必将限制电力系统可调节资源的配置，从而制约可再生能源的高比例发展。

      诚然，在目前国家降低实体经济电价的背景下，辅助服务成本直接向用户传导的政策难度较大，但是随着电力市场改革的进程，可根据有现货市场地区、无现货市场地区，分阶段优化市场机制，按照“谁受益、谁承担”的基本原则，逐步形成合理化的辅助服务费用传导机制。

      新基建、新应用、新市场。3月4日中共中央政治局常务委员会召开会议，习近平总书记指出，要加大公共卫生服务、应急物资保障领域投入，加快5G网络、数据中心等新型基础设施建设进度。由于5G基站能耗的大幅上升，需要小型化、高能量密度的储能系统予以支撑，锂电成为5G基站备用电源的首选技术。中国铁塔2020年以来已在20省市发布了24项招标，总预算超过8945万元，多项招标要求采购磷酸铁锂电池。中国移动在3月初也发布了1.95GWh磷酸铁锂电池的采购订单。业内判断，在通信领域锂电全面替代铅酸的时间节点已经到来。安装锂电池储能系统，还可以通过削峰填谷、分时峰谷电价降低电费、避免市电增容改造，降低网络建设和运营成本。有报道表示中国电信青岛分公司的基站储能应用，单个基站预计每年可节省电费1.38万元。

      同时，国网河南综合能源服务有限公司运营总监刘浩，在中关村储能产业技术联盟举办的“储能百家讲堂”上深入分析了疫情过后储能应用发展的趋势。刘浩指出，储能与综合能源服务相结合将为客户提供“能源数字化、能源精益化、能源服务化、能源多样性”等多重价值，是未来能源发展的方向，是实现智慧用能的储能价值体现。

      总结：2019年12月，由国家发改委连维良副主任主持召开的储能专题研讨会议上，连主任指出，未来能源结构下电力系统安全稳定运行、清洁能源规模化发展、电力体制改革都聚焦在储能这一问题上。大家要坚持革命性看待，高水平规划，多举措降本，全链条建设，以及系统性改革的基本原则。

      我相信随着“十四五”整体规划的顶层设计以及推动实施，我国的储能产业必将实现“指导意见”中确立的“十四五”期间的发展目标：形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点；全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备，部分储能技术装备引领国际发展；形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权；基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展；形成一批有国际竞争力的市场主体。储能产业规模化发展，储能在推动能源变革和能源互联网发展中的作用全面展现。