发展储能产业 相关政策将不断完善

国际能源格局深度调整，在碳达峰、碳中和愿景目标下，国内能源发展加速转型。但2021年以来，国内出现了新能源比重加大而系统不稳定性增加、燃煤供需缺口引发的能源转型的阵痛期，受到了市场广泛关注。

10月26日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》(下称《方案》)，提出了提高非化石能源消费比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排放水平等方面主要目标。到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位GDP能源消耗比2020年下降13.5%，单位GDP二氧化碳排放比2020年下降18%。到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位GDP二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标。

在此背景下，储能可以为满足能源结构调整和能源创新发展的要求提供重要的技术支撑，2020年国家将储能作为电力系统的重要环节予以明确。

储能产业链

储能即能量的存储，狭义上讲，针对电能的存储，是指利用化学或物理等方法将电能存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。从储能技术视角看，储能主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能与氢储能五大赛道，其中的电化学储能发展最为迅猛。根据正负极材质的不同，电化学储能分为锂离子电池、铅蓄电池与纳硫电池。根据储能方式，机械储能分为抽水蓄能、压缩空气储能与飞轮储能。抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，全球占比达到九成，但2020年新增的储能装机中，75.1%来自电化学储能。

储能产业链主要参与商分为以下三类：

一是上游设备制造商。电池制造商多与动力电池制造商重合，储能变流器制造商多与光伏逆变器制造商重合，属于同类或类似产品在新领域的应用。

二是中游系统集成商。部分设备制造商、专业集成商均参与该环节，该环节核心在于对储能领域的深刻理解及经验积累。

三是下游系统运营商。央企、地方国企、民企均参与该环节，未来央企在大基地、新能源基地建设方面的优势将越发突出，对储能需求也将持续增长。

储能迎来新发展阶段

《方案》提出将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面，重点实施“碳达峰十大行动”，其中前两大行动分别是能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动。在能源领域中，电力部门的碳排放占比较高且逐年增长，能源电力领域绿色转型、走向零碳发展对于碳中和目标的实现至关重要。作为支撑可再生能源发展的关键技术，储能将迎来跨越式发展新阶段。

其一，储能有利于解决可再生能源消纳问题。在《方案》第一项能源绿色低碳转型行动中，国家鼓励大力发展新能源，加快建设新型电力系统，预计光伏、风电装机在“十四五”期间将迎来爆发式增长。但在现实中，仍有部分地区弃风、弃光现象较为严重，新能源装机规模的快速提升加大了电网消纳压力，而配置储能可以有效减少弃光、弃风率，避免弃电损失。此外，由于可再生能源具有明显的季节性和波动性，其发电占比提升势必影响电力系统的稳定，发电侧配储能系统可以实现“削峰填谷”，提高发电利用小时数，大幅提升可再生能源并网消纳能力，平抑可再生能源波动。

其二，储能有利于提升电网系统灵活性，优化新型电力系统建设。电网系统从传统能源向新能源转型，在享受着新能源的清洁、低成本的同时，电网灵活性降低的问题也越发突出。在电源侧，新能源占比不断提升增大了输出端的日间波动;在负荷侧，居民用电占比提升使得电网负荷波动更加剧烈。在这种情况下，必须提升电网调节能力以适应未来更为复杂的源荷波动。

提升电网灵活性主要依赖调峰和调频能力，实现此功能需依赖电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源。储能在电网侧参与辅助调频，可改善系统波动性、不确定性加深造成的电网频率稳定性问题，从电网侧角度提升电网接纳风电、光伏等可再生能源的能力。同时，电网侧储能能够缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级、辅助发电侧进行调峰，从而提高电力系统安全性和灵活性。

其三，储能有利于降低工业用户用电成本，推动节能降碳增效行动和工业领域碳达峰行动。我国用户侧储能项目规模较小，多为工业用户，家庭用户较少。工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷，有助于提升节能管理能力和降低容量电费。发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性和稳定性。在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时给储能系统放电，实现峰谷电价差套利，通过“低储高发”模式获取收益，符合推进重点用能设备节能增效的技术方向，并有助于降低用电成本。

其四，储能有利于推动汽车产业向电动化快速转型，助力交通运输绿色低碳行动。百年未有之大变局，能源、信息和智能三大革命迅猛发展，推动了全球汽车产业呈现电动化、数字化和智能化三大趋势，电动化是三大发展趋势之首，这也符合《方案》第五项“交通运输绿色低碳行动”提及的“推动运输工具装备低碳转型”方向。但是当前汽车电动化转型仍然面临一系列因素制约，例如纯电动汽车充电困难、安全性有待提升、动力电池产能过剩等。

通过储能技术与电动汽车产业的有效结合，能够真正实现电动汽车 VEG 模式(Vehicle-Energy station-Grid，充储一体化模式)，解决新能源汽车充电慢的问题。另外，新能源汽车与储能技术相结合的 V2G(Vehicle-to-Grid)模式可以为电动汽车用户提供智能化、个性化充电服务，提高用户使用电动汽车的便利性;可以对电动汽车充电行为进行有序控制，增加电网稳定性和可靠性，提高电网运行效率，保障电动汽车的可靠能源供给;可为能源储存系统提供缓冲，解决风能、太阳能等间歇性可再生能源发电的波动性问题，提高可再生能源的利用水平。

其五，储能有利于促进“双碳”和可再生能源消费目标加快实现。《方案》聚焦“十四五”和“十五五”两个碳达峰关键期，提出了提高非化石能源消费比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排放水平等方面主要目标，到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，顺利实现2030年前碳达峰目标。

作为最大发展中国家，我国工业化、城镇化还在深入发展，发展经济和改善民生的任务还很重，能源消费仍将保持刚性增长。在此背景下，以风能、太阳能、核能、地热能、潮汐能等为代表的新能源将成为未来电力供应的主体。储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、实现碳达峰碳中和具有重要意义。储能技术作为能源转化、存储的关键连接点，可实现电力系统与其他能源系统的连接，是多网融合的纽带，将在能源互联网各环节发挥重要作用，储能将为构建以新能源为主体的新型电力系统提供有力支撑，助力“双碳”目标的实现。

储能相关政策将不断完善

“十四五”是推动我国储能高质量发展的关键时期，储能商业化和规模化发展仍然需要政策和市场环境的大力支持。长远来看，开放、规范、完善的电力市场是储能真正发挥优势的舞台。近年来，国家高度重视包括电化学在内的储能产业发展，相继出台相关政策，不断明确储能技术与产业发展的基本原则。2017年10月，国家能源局会同国家发展改革委等部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，首次明确了储能在我国能源产业中的战略定位。《指导意见》指出，储能是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术，是构建能源互联网、促进能源新业态发展的核心基础，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。

2020年8月，国家发改委、国家能源局发布公告，对《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》公开征求意见，明确“两个一体化”的范畴与内涵，并提出分类开展“两个一体化”建设的实施路径。“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营。“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，以安全、绿色、高效为目标，创新电力生产和消费模式，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同。

但长期以来，国内储能项目的定位与收益模式并不清晰，极大地制约了储能大规模发展。2021年4月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》，对储能行业发展做出重要政策指引，明确储能独立市场主体地位，推动储能参与各类电力市场，各环节储能的商业模式有望逐步建立。2021年8月国家发改委、国家能源局发布了《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》，明确提出了鼓励可再生能源发电企业自建合建、购买调峰资源等，以及增加并网规模的政策措施和运行管理要求，有利于发挥政府、企业、市场多方能动性，引导市场主体多渠道促进可再生能源发展，推动了储能产业进入快速发展轨道。

随着我国电力体制改革的深入，预计储能相关政策将不断完善，储能参与电力辅助服务和用户侧储能参与电力需求响应将实现储能系统的价值叠加，为其可盈利的商业化发展奠定基础。国家层面的配套政策应加快推进电力现货市场、辅助服务市场等市场建设进度，通过市场机制体现电能量和各类辅助服务的合理价值。

(作者系经济学博士，供职于工行，本文仅代表个人观点)