必读丨储能产业发展必须搞清楚的五大问题！（附建议）

当前，世界能源格局深刻变化，新一轮能源革命和转型发展正在蓬勃兴起，发展可再生能源已成为世界各国的普遍共识和一致行动。推进能源革命，实现绿色发展，加快开发利用以风、光为重点的可再生能源，保持我国在可再生能源的领跑态势是实现我国能源高质量发展的不二选择。

储能，则是其中不可替代的力量。

储能是推动能源更替的关键技术

推动储能发展是实现能源绿色发展的内在逻辑

落实绿色发展理念，加强生态文明建设，确保实现2020年、2030年非化石能源消费占一次能源比重15%、20%的战略目标，化石能源进入全面存量替代的阶段;到2050年时，在一次能源消费中的比重达到60%，在电力消费中的比重达到80%，成为能源供应的主体力量，确保我国在此之前全面完成能源转型。实现这一宏伟目标，就必须大力发展风电、光伏产业。截至2017年底，我国风电装机新增15 GW，累计达到164GW，光伏发电新增装机53 GW，总规模达到130 GW，无论是增速还是总量继续稳居世界第一。

但由于风电、光伏本身的不稳定以及消纳难等原因，弃风、弃光始终没有很好的解决，居高不下的弃风、弃光率成为行业发展绕不开的难题，成为当下制约光伏、风电取得进一步发展的首要因素。而要从根本上解决弃风弃光问题，储能是必不可少的一项技术，为有望彻底解决弃风弃光问题提供了可能。

当光伏电站、风电站配备了储能系统，不仅可以对暂时无法消纳的电力进行储存，避免弃光弃风，还可以保障天气变化时电站的正常供电。国家发改委、国家能源局五部委在促进储能技术与产业发展的指导意见中指出，储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，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。

推动储能发展是实现风光健康发展的关键支撑

在以风、光为重点的可再生能源高速发展的过程中，储能的作用可谓大矣。一则，风电、光伏特别是分布式光伏的快速发展，为储能市场开辟了光明的前景。二则，弃风、弃光依然是制约行业健康发展的难题。二者相伴相生、既制约又促进，使得储能成为新能源市场未来发展的关键。

从全国来看，2017年弃风弃光虽然有一定程度缓解，但数字依然不容乐观。弃风率下降超过10个百分点的甘肃，其弃风率依然高达33%;新疆等地的弃光率亦在20%以上。国家能源局的数字表明，今年上半年，经过多方施策，全国弃风、弃光率分别下降到8.7%、3.6%，同比分别下降5和3.2个百分点。在各地电网负荷屡创新高的大环境下，这样的数字越发说明了弃风弃光之痼疾难除。

而储能不仅平滑风电机组的输出功率，增强电网的稳定性、安全性，同时，在增加可再生能源上网电量上还有一个放大效应或杠杆效应。实践证明，1个兆瓦时的储能电量可以提高2-3个兆瓦时甚至更多兆瓦时的可再生能源上网电量。因为它能使得可再生能源的输出更加平稳，电能质量得到提升。储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础和关键支撑。

推动储能发展是提高能源综合利用效率的必由之路

统计表明，我国风电装机是美国的2倍，但发电量仅仅比美国高出20%。除去设备、技术等因素外，综合效率低是造成发电量低的根本原因。大量的弃风、弃光，造成了发电资产的过度闲置，降低了可再生能源的综合利用效率。

有数字表明，2017年，作为我国西部光伏重镇陕西、青海、宁夏三地弃光电量19.87亿千瓦时，弃光率7.69%，陕西一省弃光率高达13%，弃光电量达7亿千瓦时之多。正因为弃光严重，个别地区新增光伏装机几乎陷入了停滞。全面构建以可再生能源为主体的现代能源体系是新时代能源发展的蓝图，随着大规模可再生能源接入电网并有效消纳，通过储能来提高能源特别是可再生能源的综合利用效率，是实现力争到2035年，我国能源需求的增量全部可由清洁能源提供、2050年前我国全面完成能源转型的必然选择，任重道远，势在必行。

我国储能产业呈现多元、快速发展的良好态势

储能在我国虽然尚未进入大规模爆发阶段，但随着国家相关政策的出台、体制机制的不断完善，市场主体活力的激发，特别是去年以来伴随着分布式光伏的跃进，我国储能市场增长很快，在用户侧应用发展尤为迅速。

发展规模不断壮大

截至2017年，我国储能项目累计装机规模32.8 GW，其中，2017年新增2217.9MW，当年新增化学储能项目锂电占比48%，铅蓄占比52%，抽水蓄能装机世界第一。来自中国能源研究会的统计，用户侧新增装机规模占2017年新投运电化学储能项目装机的59%，同时在集中式可再生能源并网以及电力辅助服务领域都实现了新的增长。

目前，我国化学储能总规模在美国、韩国之后，位居世界第三，呈现快速上升势头。作为化学储能产业链上的重要一环，来自全球最大负极材料供应商宁波杉杉新材料科技有限公司的数字表明，近年来公司销售量增速一直保持在30%的高位，今年更是现爆发性增长，4万吨的产能已呈饱和状态。专家预测，我国化学储能2020年将达到1.6GW，蓄热蓄能2020年达到1GW。根据《可再生能源“十三五”规划》的目标，到2020年，我国光伏发电装机将达到105GW(目前已远远超过这一目标)，风电达到210GW。

根据预测，按照平均10%左右的储能配套来估计，在“十三五”期间我国仅风光电站配套储能的市场空间就有30GW以上;加上更大规模的用户侧及调频市场，储能市场规模有望超过60GW。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。

商业模式比较多样

近年来，随着分布式光伏的大发展，大规模新型储能的应用前景似乎更加光明，极大地刺激了储能的需求。目前储能主要应用于分布式发电及微网储能系统，占总装机规模的56%，其次是可再生能源开发。在集中式可再生能源发电领域，储能主要应用于解决弃风、弃光，跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务。

从全国来看，比较成熟的商业模式大致分为四类：分布式储能、辅助调频服务、结合大规模可再生能源的大型储能电站、峰谷电价差套利模式。分布式储能是比较普遍的商业模式，业界也比较认可。辅助调频服务主要是辅助火电厂调频，通过获得电网奖励和降低罚款，从而获得收益。

作为较早开展这一服务的地区，2017年，国家能源局山西监管办出台了鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关政策，积极推动储能试点工作在山西落地实施。先后有3家电厂开展了AGC储能(9兆瓦/4.5兆瓦时)辅助调频系统项目，目前各项目开展良好，实际运行中按照两个细则中火电机组参与辅助服务有关条款进行考核，按照调频辅助服务市场规则获得收益。

在此基础上，明确了储能参与辅助服务市场的2种模式：联合式(联合发电侧、用电侧设备参与电网调节)、独立式(独立并网，接受调度指令参与电网调节)。今年以来，又确定了11家试点单位，其中联合调频项目试点9家，独立储能项目试点2家。其中，该办按照集团装机的分配原则，先后确定了7家发电集团、9家发电企业开展容量为9兆瓦/4.5兆瓦时的储能联合火电参与调频辅助服务试点工作，不断扩大储能辅助调频服务范围。

作为峰谷电价差套利模式，江苏开展的最早。不仅客户侧储能建设规模在国内遥遥领先，并积极推动客户侧储能示范工程和项目推广应用，建成全省客户侧储能电站的监控与互动平台。截止今年6月，全省已建成39座客户侧储能电站，总容量42兆瓦/287兆瓦时。其中，应用于削峰填谷的储能电站18座，装机容量37兆瓦，占总装机容量的88.1%;目前在建客户侧储能项目39个，总量97兆瓦/744兆瓦时。

用户作为客户侧储能电站的所有者，自主投资建设和运行储能电站，为自己的用电企业供电。用户根据峰谷电价情况，自主操作储能电站进行充放电，从峰谷电价差获利。跟大规模可再生能源结合的大型储能电站，主要是发挥储能在增加可再生能源上网电量上的放大效应，使可再生能源的输出更加平稳，电能质量得到提升，增加上网电量，从而获得收益。

以西北地区为例。截至2017年底，西北区域已投运电化学储能项目约100MW,其中青海规模最大，达到65MW,是全国已投运电化学储能项目容量最大的省份。相比全国来看，西北区域一是由于用户侧峰谷价差相对东部省区偏低，帮助工商业用户节省电费的空间不大，因此用户侧储能规模较小;二是“两个细则”对于AGC的补偿公式不同于华北电网，目前还没有应用于调频的储能项目。西北的电储能项目则主要分布在集中式可再生能源并网领域，安装在光伏电站或风场内，解决可再生能源发电受限问题。

政策支撑日趋有力

为促进储能技术与产业发展，近年来国家相继出台了一系列政策措施，为储能发展提供了日趋良好的外部环境。2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》要求，适应电网调峰、调频等辅助服务新要求，按照“谁受益、谁承担”的原则建立辅助服务分担共享新机制。而调峰、调频服务正是电储能优势所在，“谁受益、谁承担”为电储能参与辅助服务指明了原则和路径。

为解决“三北”地区调峰、调频需求的增加和弃风、弃光问题，2016年国家能源局出台了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿市场机制试点工作的通知》，以建立电储能参与的辅助服务共享分摊新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰、调频方面的优势，文件的出台，极大地推动了我国电储能产业走向商业化的进程。

同年，国家发展改革委、国家能源局相继联合印发了《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》、《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》，将“先进储能技术创新”作为未来一个时期我国能源技术革命创新的重点任务之一、提出推动集中式与分布式储能协同发展，实现集中式(主要是发电侧)储能系统与新能源、电网的协调优化运行，实现分散式(主要是用户侧)储能设备的混合配置、高效管理、友好并网。

2017年9月，国家发改委、国家能源局等五部委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》发布，明确总体要求、重点任务、保障措施，提出把“促进储能技术和产业发展”作为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效的技术支撑、产业保障，强力提振市场信心。

去年5月，国家发改委发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有25个项目增加了电储能或储能单元，这也预示储能将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术，凸显了储能的市场主体地位及其在能源结构转型中的重要性。政策明确的导向性、便捷的可操作性，促进了储能的市场化发展不断加快。

继去年9月广东省出台蓄冷电价，明确适用范围、峰平谷电价方式后，今年初，南方能源监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，将电化学储能电站纳入管理，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行标准为0.05万元/兆瓦时的补偿，为储能产业发展提供了可靠的政策保障，在业内引起良好反响。

目前，东北、福建、甘肃、新疆、山西、南方区域等省和地区都出台辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务。

储能产业发展面临的挑战与思路对策

作为推动我国能源结构调整的关键支撑技术，储能的发展已受到政府机构、行业协会、大型能源企业、电网公司、系统集成商、检测认证机构等业界力量的重视，但作为新兴技术，储能在商业化道路上，仍面临一系列的挑战。

现阶段储能技术在新能源发电并网与电网侧应用的系统集成技术有待优化、项目投资汇报周期长、商业模式不清晰、标准体系不健全;在电力辅助服务市场和用户侧的应用虽具备初步盈利可能性，但市场空间狭小，市场机制没有形成，储能的应用价值难以得到合理补偿。

对照五部委下发的促进储能技术与产业发展的指导意见和储能在新一轮能源革命、转型发展中的使命责任，储能，还有很长很远的路要走。

从各地储能发展情况来看，下述问题尤需关注。

一是在发电侧尚不具备独立的辅助服务提供商身份

国内目前的主要运营方式是与发电机组联合，即将储能设施安装在发电厂内，从系统来看是作为发电企业的一部分，利用快速充放电特性优化发电机组的AGC性能，获得系统辅助服务补偿，或者是存储、释放新能源弃风弃光电量，增加新能源上网电量获益，相比国外发电侧储能设施主要以独立身份参与市场的情况，这些模式都不是作为独立市场主体运营的，限制了储能技术的运行灵活性、不利于从全系统角度优化配置和调用储能。

建议 从政策上尽快给储能明确身份，颁发证照，明确独立储能设施并网、接入、归调的方式，允许其作为独立市场主体开展运营，以更好地激发市场主体活力。

二是部分储能试点模式不能盈利

以山西为例。在辅助服务补偿力度较小、用电侧参与辅助服务机制未完善及峰谷电价较小的背景下，储能参与电力辅助服务市场的模式中，目前仅联合发电侧模式具备盈利条件，储能联合用电侧无法参与辅助服务市场且山西峰谷电价较小尚无法盈利，独立储能由于投资较大，单纯市场价格无法满足盈利需求。

建议 为改变这一现状，相关部门应尽快出台一些鼓励性政策，支持储能试点工作开展。 同时，积极研究如何扩大辅助服务资金来源以及建立电力用户参与辅助服务分担共享机制，让市场能够接受更多像储能这样的辅助服务供应主体。

三是有利于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成

长远来看，开放、规范、完善的电力市场是储能技术真正发挥优势的舞台。现在储能企业运营艰难，主要是因为储能的多元价值没有在价格当中完全体现。目前国内市场尚在建设、推进过程中，交易品种有限、规则有待完善，不利于充分体现储能的技术优势和市场价值。储能除了削峰填谷的贡献之外，更为重要的是提高电能质量的贡献，对于可再生能源企业、电网、电力用户均有益处，但目前没有人为此支付成本。

建议 国家层面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，给储能技术提供发挥优势的平台。

四是储能设备并网运行相关标准和安全规范不健全

目前国内尚无储能设施涉网相关技术标准和安全规范，个别地区亦发生过电池组起火的事故，给行业安全发展敲响了警钟。应尽快建立健全相关法律法规，为储能产业健康有序发展提供保障。积极开展储能创新应用政策试点，破除设备接入、主体身份、数据交互、交易机制等方面的政策壁垒，研究制定适应储能新模式发展特点的金融、保险等相关政策法规。加强储能安全与环保政策法规及标准体系建设，研究建立储能产品生产者责任延伸制度。

建议 鼓励储能系统开发采用标准化、通用性及易拆解的结构设计，协商开放储能控制系统接口和通讯协议等利于回收利用的相关信息，尽快完善出台储能设备并网运行相关标准和安全规范，促进行业有序发展。

五是电化学储能产业市场规模弱小，与新时期国家加快能源结构调整和产业升级的要求仍有较大差距

目前，我国电化学储能尚处在发展的初级阶段，在现有的市场化的电力定价方式及交易体系下，其价值难以通过市场交易获得收益，成为制约我国储能产业特别是电化学储能发展的最主要的原因。应在更多可再生发电项目中规划配置电化学储能系统，提高风能、太阳能等可再生能源的消纳水平。

建议 在建设风能和太阳能电站时，配置一定比例的储能设备，从而改善风光电站的并网质量，促进清洁能源的消纳，并在加装储能系统的风能、太阳能电站项目上，给予投资方面的政策支持。完善电力辅助服务市场机制和价格机制。

建立适宜电化学储能发展的市场机制和电价机制，在调频、调峰、后备电源、黑启动、需求侧响应等多种辅助服务方面，充分体现储能的市场价值。

结 语

储能是我国推进能源革命的重要战略支撑，技术层面总体上已经初步具备了产业化的基础。加快储能技术与产业发展，对于构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系，带动从材料制备到系统集成全产业链发展，成为提升产业发展水平、推动经济社会发展的新动能有着重要的意义。

当下，业界已普遍认为即将迎来储能产业发展的风口。只要把握机遇，利用好体量优势，储能未来可期。中国能源研究会储能专委会主任陈海生指出：目前，大规模新型储能的成本正在快速降低，总体的价值已经跟传统的抽水蓄能可比，行业到了爆发的临界点，去年储能行业“春风乍起”，今年储能的“春天正在到来”。储能，正处在这个“春天的风口”，不疾不徐，没有一日千里的浮躁，独居星辰大海的未来!

(作者系国家能源局浙江监管办公室党组成员)