“十四五”期間，在“雙碳”目標下，儲能產業面臨的市場發展潛力巨大，應用場景也更加廣泛，儲能產業健康可持續發展亟待加強頂層設計和規劃引導，加快建立并完善儲能技術應用標準體系，堅持核心技術自主可控和路線多元化原則，推動儲能技術進步。與此同時，深化電力體制改革，完善電力市場設計，充分體現儲能在新的電力系統中的商品屬性是儲能產業健康發展的關鍵。

 

 

儲能是通過特定的裝置或物理介質將不同形式的能量通過不同方式儲存起來，以便以后再需要時利用的技術。目前，儲能主要應用于電網側（輸配）、電源側（新能源+儲能應用）、用戶側、分布式及微網以及輔助服務等部分。在電網側，儲能主要通過調峰以及參與電力市場輔助服務保障電網穩定運行；在電源側，儲能主要用于平滑可再生能源輸出、吸收過剩電力、減少“棄風棄光”以及即時并網；在分布式及微網方面，儲能主要用于穩定系統輸出、作為備用電源并提高調度的靈活性；在用戶側，儲能主要用于工商業削峰填谷、需求側響應以及能源成本管理。從技術維度來說，儲能技術是解決以風、光為主的新能源系統波動性、間歇性的有效技術。成熟的儲能技術在發電側應用，能夠平滑風光電系統的有功波動，從而提高并網風電、光電系統的電能質量和穩定性，改善風光間歇性、波動性、隨機性，提高經濟性。另一方面，在輸配電側、用戶側， 成熟的儲能技術能夠很好地起到削峰填谷的作用，能有效幫助電網規模化消納可再生能源，避免“棄風棄光”現象。

 

未來能源系統將是以新能源為主體、多種形式能源共同構成的多元化能源系統。風電、光伏發電本身的波動性和間歇性決定了靈活性將是新的能源系統必不可少的組成部分。而從技術屬性來看，儲能正好能夠滿足新的能源系統對靈活性的需求。因此，通過儲能技術實現可再生能源大規模接入，從而推動能源低碳轉型的技術路徑被業界寄予厚望。在政策層面，國家發展改革委和國家能源局也啟動了對儲能發展的整體規劃部署。2021年7月，國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》。相比此前2月25日的《推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》及4月19日的《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》，儲能的市場地位、商業模式和經濟價值逐漸得到承認與明確。

 

近年來，不少業界專家認為儲能技術是新能源發展的關鍵環節，其技術突破將改變整個世界能源格局，實現能源低碳革命，并呼吁在儲能發展初期加大對儲能產業的支持力度。但是，儲能能否成為未來能源系統的最后一塊拼圖，不僅取決于技術突破，還需要支持儲能各種技術研發的政策環境、市場環境以及“冷靜”而謹慎的規劃。尤其是電化學儲能技術實驗性很強，技術突破具有不確定性，過于具體的產業政策會扭曲市場，導致資源錯配，不僅不利于儲能產業的發展，而且容易忽視對其他能源轉型技術路線的可行性研究。

 

在向以新能源為主體的能源系統轉型背景下，儲能作為優化能源系統的諸多解決方案之一，需要能夠體現儲能在發電側、電網側、需求側、電網互聯等不同環節價值的電力市場，通過公平的市場競爭來贏得市場地位，從而在未來能源系統中占據一席之地。因此，儲能技術對于構建新能源為主的電力系統是非常重要的支撐技術之一，而儲能產業的發展則取決于支撐儲能技術商業化應用的制度環境與成熟的市場機制。

 

 

我國儲能產業還處在以示范應用為主的發展期。近年來，在政府、行業、企業的共同推動下，中國儲能產業在項目規劃和產能布局等方面發展加快，特別是儲能的市場地位、商業模式和經濟價值在政策層面逐漸得到承認。隨著電化學儲能的迅猛發展，初步形成了新能源加儲能的融合發展態勢。但受水資源所限，抽水蓄能發展相對穩定，光熱儲能目前尚處于起步階段，飛輪儲能逐步進入商業化規模化應用的導入期。

 

 

總體而言，我國儲能資源還是以抽水蓄能為主。截至2020年底，中國已投運的儲能項目累計裝機規模35.6GW，占全球市場總規模的18.6%，同比增長9.8%。與全球儲能市場類似，抽水蓄能仍然是最主要的儲能方式，累計裝機規模31.79GW，同比增長4.9%。近年來，隨著技術成熟度不斷提高以及系統成本逐步下降，電化學儲能發展非常迅速，應用范圍和場景不斷擴大，能夠與電力系統、通信基站、數據中心、軌道交通、電動汽車、智能電網等下游有機融合發展，催生了諸多新業態。在市場規模不斷擴大、成本持續下降的推動下，電化學儲能一直保持高速增長態勢。截至2020年底，電化學儲能累計裝機規模3269.2MW，占我國累計裝機規模的9.2%，同比增長91.2%。2015—2020年，我國電化學儲能裝機復合增長率超過80%。僅2020年中國新增投運的電化學儲能項目裝機規模就達到了1.56GW，年復合增加率達到91%。

 

 

目前國內儲能方式中，由于技術成熟度高、成本低等優勢，抽水蓄能商業化應用相對成熟。近年來，電化學儲能的技術經濟性顯著提升。以鋰電池為例，鋰離子電池能量密度5年來提高了近一倍，循環壽命增長了一倍以上，儲能系統成本大幅下降約60%，不斷推進光/風儲平價。據CNESA2020年對主流廠商的調研數據，目前鋰電池系統成本（不含PCS）已降至1000—1500元/ KWh，已接近應用的盈虧平衡點。預計未來5年，電化學儲能成本還將進一步下降60%以上，鉛炭和鋰離子電池將更加具備競爭力。

 

 

目前我國儲能產業從材料生產、設備制造到系統集成、資源回收等環節已經初步建立了較為完備的產業鏈。除了材料等某些關鍵環節技術依賴進口，基本實現對主流成熟技術路線的掌握以及前沿技術的布局。在國內，在能源系統轉型推動下，不同類型儲能的技術路線研發齊頭并進，技術瓶頸逐步突破，形成了電化學儲能技術漸趨成熟、多種儲能技術多點開花的技術研發格局。一大批技術領先的儲能廠商奠定了我國儲能規模化發展的產業基礎。儲能產業已經步入商業化初期，儲能對能源系統轉型的關鍵作用也得到業內的認可。

 

 

2020年，在高比例可再生能源消納壓力下，儲能技術成為當前大規模消納可再生能源的重要技術支撐，新能源加儲能融合發展模式得到極大推廣。20個省（市、區）的地方政府和電網企業出臺了集中式新能源+儲能配套發展的鼓勵政策。此外，國家發改委、國家能源局陸續出臺鼓勵風光水火儲一體化、源網荷儲一體化的指導意見，明確了在電源側和負荷側的基地建設中增加儲能以實現系統靈活堅強發展的目標。隨著5G通信、數據中心、新能源汽車充電站等新基建建設加速，儲能在發電側和用戶側應用的廣度和深度不斷拓展與加深，逐步發揮了穩定電力系統安全運行的作用，跨界融合的應用價值也初步顯現。值得一提的是，近年來在相關配套政策支持下，儲能應用范圍不斷拓寬，市場不斷涌現“共享”“代理”等儲能商業運營新模式。比如，青海省推出的共享儲能模式，突出了儲能的獨立主體身份。

 

 

“十三五”以來，國家相關部委和地方政府陸續發布鼓勵儲能發展的產業政策。2017年由五部委聯合發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，是我國儲能產業第一份綜合性政策文件，它明確了儲能技術對于構建我國“清潔低碳、安全高效”的現代能源產業體系，推進我國能源行業供給側結構性改革，推動能源生產和利用方式變革的戰略意義，指明了儲能產業發展的方向和目標。隨后，針對儲能的市場地位、調頻調峰、參與輔助服務市場等焦點問題，相關部門陸續出臺了細化政策，基本明確了儲能的市場主體身份，界定了各類市場主體和用戶端通過儲能提供能源系統靈活性的基本條件，提出提供系統靈活性成本逐步向用戶傳導的發展思路。2021年7月，《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》正式發布，不僅明確了儲能在2025、2030年的發展目標（到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000 萬千瓦以上；2030年，新型儲能成為能源領域碳達峰碳中和的關鍵支撐之一的目標），更大亮點是明確了儲能的獨立市場主體地位，肯定了儲能容量價值，為儲能公平參與電力市場提供了政策依據。

 

 

 

儲能系統本質上是靈活性供電的提供者，為可再生能源為主體的能源系統提供靈活性服務。目前，雖然相關政策已經明確了儲能獨立市場主體的身份，也對儲能容量價值予以肯定，但是真正決定電力系統靈活性的市場價值及其實現的市場機制并不完善。不論是電源側、電網側、還是用戶側，都沒有實現儲能價值的市場機制。當儲能進入電力系統，提高了系統靈活性，降低了能耗損失，優化了能源系統結構，但其收益主要來自峰谷電價差，沒有體現“誰受益、誰付費”的原則，缺少成熟的電力輔助市場機制及市場化的體系。當前國家和地方出臺了一系列與儲能有關的政策措施，但受儲能產業技術、市場以及政策環境制約，儲能還沒有形成一個完整的產業，相關管理部門和能源系統也沒有形成有效的協同發展機制。真正推動儲能產業健康發展的政策機制需要在全面深化電力體制改革過程中逐步建立與完善。

 

 

除抽水蓄能外，其他類型的儲能技術尚處于應用示范階段或大規模應用起步階段，仍需要持續研發和工程優化。隨著能源系統低碳轉型，“風光水儲一體化”“源網荷儲一體化”的基地建設，以及分布式能源的發展，電力系統對靈活性的需求越來越大，儲能潛在應用場景也將不斷出現，需要基于不同技術路線持續開發大容量、低成本、高效率、高可靠性與高安全性的適用技術。當前，各類儲能技術成熟度總體不高，甚至技術相對成熟的電化學儲能，仍然存在安全性、適應性以及成本等問題。由于缺乏有效的安全標準規范、項目系統集成水平偏低等因素，儲能電站仍然存在安全風險隱患。由于尚未實現規模化應用，加之技術成本高，儲能電站成本居高不下。

 

 

儲能作為以新能源為主體的電力系統的重要組成部分，應作為獨立的市場主體參與電力系統。但是當前的電力市場設計、電力體制都缺乏對儲能快速發展的足夠響應。與光伏發電、風電初期發展模式相似，儲能相關產業體制機制要滯后于儲能發展。更多依托原有能源企業捆綁發展，從而將儲能成本內部化。事實上，當足夠規模儲能進入電力系統，發電、輸電、配電和用電均能從儲能的應用中受益，再不能體現“誰受益、誰付費”的原則，將導致投資主體缺乏足夠熱情。因此，充分激發市場各類主體投資儲能的積極性，需要設計能夠充分體現儲能價值的電力市場，以及公平的收益分配機制。此外，儲能除了應用于能源系統本身，與其他產業有機融合發展也成為新趨勢。不同業態和應用場景，儲能所提供的靈活性價值以及給各類主體帶來的收益也會存在較大差異，這也給具體政策設計帶來新的要求。

 

 

在技術層面，大規模儲能對于電網的影響和響應需要進行科學驗證。特別是需要對大規模儲能是否具備足夠的穩定性進行科學嚴格的論證。在價格機制層面，據測算，電化學儲能電廠如果按照兩部制電價方式，只能維持系統運行成本。如果參考抽水蓄能定價模式，則需要在土地利用等方面爭取支持政策。在當前尚未形成完善的價格形成機制情況下，大規模儲能電站依托市場機制發展面臨巨大挑戰。

 

此外，儲能設備并網運行相關標準和安全規范不健全。技術標準是連接不同領域、不同設備共同參與電力系統時的重要節點和紐帶。儲能產業標準涉及設計、運輸、安裝、驗收、投運、運維、災后處理、電池回收等多個環節，目前儲能行業標準體系還不完善，安全規范尚未形成。當前系統集成設計參差不齊，如何做到高安全、低成本、智能化和模塊化，是目前儲能產業亟待解決的問題。儲能系統并網驗收標準也不夠完善。部分地區要求光伏強制配備儲能，但對儲能如何參與調度并沒有明確，對調度的頻次、充放電次數、放電深度也缺乏科學的核定。

 

 

“十四五”是實現“雙碳”目標的重要時間段，是構建新能源為主體電力系統的關鍵時期。隨著可再生能源裝機的快速增長，電力系統的調峰需求進一步增大。在向新的電力系統轉型初期，配置一定比例的儲能是比較現實的調節手段。

 

 

根據《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》規劃目標，到2025年實現新型儲能（抽水蓄能以外的電化學儲能及其它儲能項目）從商業化初期向規模化發展轉變，市場環境和商業模式基本成熟，裝機規模達3000萬千瓦（30GW）以上；到2030年實現新型儲能全面市場化發展，標準體系、市場機制、商業模式成熟健全，與電力系統各環節深度融合發展，裝機規模基本滿足新型電力系統相應需求。新型儲能成為碳達峰、碳中和的關鍵支撐之一。可以估算，“十四五”時期，新型儲能年均增長需要超過6GW。因此，儲能將成為未來五年構建新型電力系統的重要支撐之一。

 

 

當前儲能應用尚處在示范推廣階段，以電源側儲能為主。隨著儲能技術進步，電力市場不斷完善，儲能應用規模不僅在既有的領域有所拓展，而且將以新的業態融入更加細化的環節。一是新能源電站配套儲能。“十四五”期間，現貨電能量市場、輔助服務市場不斷完善，儲能市場價值將逐步在電力市場中得到體現，新能源電站配置儲能會成為穩定新能源發展的重要手段。二是用戶側儲能。隨著電力市場化改革不斷深化，分布式儲能管理將會成為售電公司的重要業務之一。在電力輔助服務市場不斷完善情況下，用戶側儲能也可能作為第三方獨立主體參與電力輔助服務市場。三是分布式發電交易配套儲能。在市場化交易模式下，分布式發電項目可就近與用戶進行交易，不需要過高的輸配電成本，項目的經濟性會有所提高。在完善的電力現貨市場下，由越來越多的分布式發電自身解決交易偏差問題比統一集中調度更有效率。四是微電網內部儲能。隨著越來越多的微電網投資朝著商業化方向發展，儲能的價值與效益必然要求在微電網內部得以體現。五是電網側儲能。儲能技術在無功調節、自動發電控制、旋轉備用、黑啟動、自動電壓控制、減緩電網升級等環節將發揮更大作用。六是增量配電網應用。由于增量配電網在配電、售電以及用戶增值等環節都能提供服務，儲能在增量配電網內會有更多應用場景和價值。

 

 

 

從整個低碳能源系統出發，科學理性看待儲能作用，避免片面追求發展速度而忽視發展質量。儲能產業健康發展很大程度上取決于艱難的電力體制改革和完善的電力市場設計。需要從頂層設計上統籌協調、同步推進儲能發展與電力市場化改革，通過政策調整打通儲能多重應用的制度性障礙，加速儲能的商業化進程。“十四五”時期，儲能應納入國家規劃，并且加強儲能與電源、電網和清潔能源發展規劃間的銜接。同時，制定“十四五”儲能專項規劃， 明確各類儲能“十四五”以及中長期發展目標、重點任務和儲能管理體制與發展機制。一是統籌推進電源側儲能項目建設，根據系統的實際需求，結合新能源電站項目，布局新能源+儲能應用項目，為電力系統提供容量支撐和調峰能力以提高系統的靈活性與大型清潔能源基地的發電能力。二是優化電網側儲能布局，通過關鍵節點布局電網側儲能，提升大規模高比例新能源及大容量直流接入后系統的靈活調節能力和安全穩定水平。三是支持用戶側儲能多元化，圍繞分布式新能源、微電網、大數據中心、5G基站、充電設施、工業園區等其他終端用戶，探索儲能融合發展新場景。

 

 

構建以市場為核心的儲能發展機制，體現儲能在新的電力系統中的商品屬性。一是逐步建立儲能價格形成機制。協同推進電力現貨市場、輔助服務市場建設，通過市場競價形成發用電價格，準確反映電能供求關系，鼓勵儲能參與電力現貨和輔助服務市場，建立容量電價機制和儲能成本補償機制。電力現貨市場和輔助服務市場建立前，價格主管部門應適時健全上網側峰谷分時電價，逐步建立終端峰谷電價動態調整機制，利用高峰、低谷時段市場價差補償儲能運營成本。二是建立完善的儲能價值評價體系。為儲能產業構建公平的政策環境，通過完善的市場機制體現儲能的多重價值。三是創新運營機制，引導建立“新能源+儲能”“用戶+儲能”等發展模式，支持推廣新商業模式、新業態的示范應用。

 

 

當前，實現“雙碳”目標相對清晰的技術路線主要是，“可再生能源發電+儲能” 和“ 煤電+CCUS”。儲能以靈活性提供者角色將成為“可再生能源發電+儲能”技術路線上不可或缺的一環，在很長時間內發揮穩定電力系統的重要作用。從這個意義上說，儲能在能源轉型過程中具有非常重要的戰略意義。儲能的技術研發要堅持核心技術自主可控和路線多元化的原則。一是對短板技術、核心技術堅持自主研發、自主可控。開展前瞻性、系統性、戰略性儲能關鍵技術研發，調動各方科研力量對儲能理論和關鍵材料、單元、模塊、系統中短板技術進行攻關，加快實現核心技術自主化，強化電化學儲能安全技術研究。二是堅持儲能技術多元化。除了目前相對成熟的電化學儲能、抽水蓄能，其他類型的儲能技術也存在突破的可能性，應在推動相對成熟的儲能技術商業化應用的同時，構建儲能技術創新研發平臺，打造一批儲能技術產教融合創新平臺和包括政府、企業、科研機構在內的發展基金和創新聯盟， 鼓勵源網荷側的其他類型的儲能技術研發、試驗和示范。三是堅持儲能產業鏈培育與技術研發協同發展。通過重大示范項目建設推動儲能核心技術裝備自主可控，積極推動從生產、建設、運營到回收的全產業鏈發展。

 

 

一是建立健全保障儲能產業發展的法律法規。積極探索儲能在接入、交易結算等關鍵環節的政策，為儲能提供公平的市場環境。完善儲能安全與環保的政策法規。二是加快建立儲能技術及應用標準體系。加強儲能標準體系建設的頂層設計，規范儲能不同應用場景標準，建立產業鏈全覆蓋的技術標準體系。三是完善儲能電站在設計、建設、并網運行、調度等環節的規范標準、安全標準體系以及突發應急反應機制。