01 前言

  2014年11月国务院发布《能源发展战略行动计划（2014-2020）》，首次将储能列入9个重点创新领域之一，文件要求大幅增加太阳能、水电、风电等可再生能源和核电消费比重，到2020年非化石能源占一次能源消费比重将达到15%。2015年3月《关于深化电力体制改革若干意见》的发布给储能应用开启了一个潜力巨大的市场。2017年10月，首个大规模储能技术及应用发展的指导性政策，《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》发布[1, 2]。2019年7月《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》的下发为储能技术的进一步发展指明了方向。

  总结近五年的主要政策得出，国家现行的政策为储能的应用制定了相关的市场准入机制、交易实施细则、价格补偿机制以及应用标准规范[3-5]。随着《关于促进储能技术与产业发展指导意见》的落实，以及《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》等文件的发布，储能的发展已经与电力辅助服务、电力现货市场建设以及用户侧需求响应等有关政策结合起来[6, 7]。文章通过总结近五年储能的相关政策，按照政策出台的时间节点，就不同时期各类政策对储能产业给予的支持进行盘点解析。

02 储能产业发展期

2.1储能调频定身份

  随着“十三五”规划纲要等文件的发布（见表1），储能产业迎来发展期。

  2016年6月7日，《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》(以下简称《通知》)正式发布。继2014年《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中首次将储能列入重点创新领域后，《通知》首次将储能和电力市场改革结合起来，明确了发电侧/用户侧储能作为独立市场主体的地位，即“可以与机组联合参与调峰调频”；鼓励企业探索发电侧储能和用户侧储能的商业应用模式。《通知》的发布从储能身份、应用价值等方面为储能参与电力辅助服务开启了一扇大门[8, 9]。

  综上，该政策明确了储能可以参与电力辅助服务以及按“效果付费”的价格机制，为储能参与调峰服务和市场推广运用创造了要求和约束，也为经济运行创造了条件。

2.2锂电池产业潜力巨大

  步入“十三五”后，电化学储能技术作为储能产业的潜力股率先进入发展快车道，储能产业步入由示范应用转向为商业化的过渡期[10]。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据，截止到2017年底，全球投运的电化学储能项目总装机近3000MW，占已投运储能总规模的1.7%，较上一年的电化学储能累计装机规模增长了45%[11]。其中锂离子电池的累计装机规模最大，为2213MW，占比76%，钠硫电池、铅蓄电池、液流电池、超级电容等分别占全球电化学储能总装机13%、7%、3%、0.002%(见图1)。由此可见，目前锂离子电池行业是电储能应用领域最具潜力。

图1  2017年全球电化学储能项目技术分布

  参照储能技术的参数表2[3]，虽然与铅酸电池相比，锂离子电池仍存在成本高的问题，但锂离子电池也具备循环寿命长、能效高、能量密度大、绿色环保等优势；与钠硫电池、液流电池相较，锂电池在成本上较其有明显的优势；超级电容储能虽然成本较低，但是能量密度制约其发展进程，优势也不如锂电池来的明显。

  2015年8月，工信部发布《锂离子电池行业规范条件》，规范条件指出要加强锂离子电池行业管理，推动锂离子电池产业健康发展。2016年12月13日，《能源技术创新“十三五”规划》发布，其中20MW/10MWh储能示范系统目标实现锂电池循环寿命达到10000次，成本低于3000元/kWh。2019年7月15日，《锂离子电池发展产业白皮书》发布。随着锂离子电池制造成本的降低以及政策的推出落地，锂离子电池大规模装机到电化学储能领域将是趋势，在储能领域迎来爆发增长。

  据统计[12]，2018年全球锂离子电池产业规模首次突破400亿美元，达到412亿美元，同比增长18%，较2017年下降5个百分点(见图2)。由此可见，在储能政策支撑下，锂电池市场仍将会保持快速发展势头。

图2  2015-2018年全球锂离子电池产业规模

  除上述以外，《新能源汽车及节能汽车产业发展计划》、《电动汽车充电基础设施发展指南（2015-2020年）》、《储能产业研究白皮书2017》和《青海省人民政府办公厅关于促进青海省电产业可持续发展的指导意见》等文件也提出许多展望。其中包括：至2020年，中国普及500万辆新能源汽车、建立超过480万个分散式充电桩、储能累计装机将达到44GW、磷酸锂电池生产规模达到17万吨/年，锂电池电芯产能达到60GWh/年（动力电池25GWh/年，储能电池35GWh/年）等目标。据统计，未来动力锂电池产业规模有望突破1600亿元以上。

2.3经济性仍是问题关键

  作为能源结构重要的支撑技术，在储能产业快速发展和社会认知度不断提升的同时，政府和电力企业也越来越重视储能的发展[10]。目前，储能在电力辅助服务和需求响应还处于试运行阶段，商业模式仍不清晰，储能利用峰谷电价套利虽有一定的经济性但也存在模式单一、回收期较长等问题。究其原因，主要是由于以下几点：

  现货市场不完善。得益于大用户直接交易模式和诸如《国家能源局关于做好电力市场建设有关工作的通知》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》等国家政策的发布，市场对于中长期电力机制交易模式具备一定的经验。但是在电力电量平衡机制缺乏的情况下，电力供需不能准确反映，价格也存在失真，因此迫切需要建立完善的电力现货交易市场。当现货市场完善之后，通过发电计划可以进一步完善发电资源的优化配置，形成分时电价信号，以反映电力的稀缺情况，形成相应的峰谷差，进而给储能在发电侧和用电侧带来削峰填谷的应用机会。

  现阶段储能产业的发展仍需政策的大力支持[4, 13]。展观国外电力市场，美国的PJM市场中储能是根据实时竞价获得合理的补偿。国内的电力市场化进程还在起步期，没有建立反映供需平衡和成本的竞价制度，需要借助区域电网（如华东电网）制定的服务计量公式来实现。

表1  发展期政策汇总表

表2  主要储能技术参数表

03 储能产业战略发展期

3.1指导意见落实前的储能产业

  目前，储能在我国电力市场有5个应用领域：电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧[14, 15]。根据CNESA的数据，截止2017年底全球电化学储能项目在电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧的占比分别为4%、28%、34%、16%和18%（见图3），其中可再生能源并网的累计装机规模达到820.8MW，占全球累计投运电化学储能规模的28%，与2016年相比增幅达36.6%。目前，集中可再生能源并网项目已经初具规模，辅助服务和电网侧项目也迎来新的发展。

图3  2017全球电化学储能项目应用分布

  在各省提出的电力辅助服务中，开展电储能调峰交易、开展可中断负荷调峰交易等词被多次提及，16年《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》首次认可了电储能参与电力辅助服务市场的主体资格。17年《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》、《东北电力辅助服务市场运营规则补充规定》等文件在确立电储能参与电力辅助服务市场主体的基础上，赋予电储能极大的灵活性。在市场地位上，电储能即可以联合火电作为交易主体，也可单独作为交易主体；在交易方式上，主要是双边协商和集中竞价两种[16]。《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》和《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》等文件还提出自动发电控制辅助服务[17]，根据调节速率、调节精度和响应时间等指标制定了资金补偿规则，为储能参与调频服务交易打破了政策障碍。

3.2储能产业落实“两步走”战略

  2017年2月《2017年能源工作指导意见》发布，要求积极推进储能项目工程建设。3月《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》印发，意见稿首次明确储能战略定位。接着10月11日《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》发布，作为我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策，《指导意见》有三个特点：

 《指导意见》明确了储能行业发展的两个阶段：在“十三五”期间和“十四五”期间分别实现储能由研发示范向商业化初期过渡和实现商业化初期向储能规模化发展。

 《指导意见》支持“在关键技术、运营模式、发展业态和体制机制等方面开展深入探索”，推动在重点应用领域进行试点示范工作。

 《指导意见》强调储能的市场化发展，探索建立储能规模化发展的市场机制和价格机制；强调储能的发展要与我国电力体制改革、能源互联网产业发展相结合。

  储能产业历经近十年的示范应用，为我国储能产业探索出了一条商业道路，同时在营利性、市场机制和规范化方面的问题也越发突出。在此背景下，《指导意见》的“五个推进和七条保障”[18]为储能产业从短期到中长期的发展书写了储能产业未来十年的发展目标。

3.3指导意见助推电网侧储能应用

 《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》明确重点支持100MW级全钒液流电池储能电站、高性能铅碳电容电池储能系统、10MW/100MWh级超临界压缩空气储能系统、10MW/100MJ级飞轮储能阵列机组、100MW级锂离子电池储能系统、大容量吸能熔盐储热装置、应用于智能电网及分布式发电的超级电容电能质量调节系统等7种储能技术。

  电网侧储能在《指导意见》支持下，各地开始布局一批有引领作用的重大储能试点示范工程（见表3），这些工程以技术创新、运营模式、发展业态和体制机制的探索为重心。后期，通过对项目工程的跟踪和研究分析，出台精准有效的政策法规，建立健全产业发展的体制和机制，引领产业走向商业化发展的道路。

3.4电力辅助服务新政

  目前，能源行业对于储能的认知度不断提升[19]。从电力市场改革、到“十三五”规划纲要、再到《关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知(征求意见稿)》等，多个政策提及储能，也代表了国家宏观层面对于储能行业的认可和支持。

  2017年，电力辅助服务新政成为国内电力市场改革的热点，东北、江苏、山东陆续发布实施本省的电力辅助服务市场运营规则（见表4），其中有文件明确指出储能电站的建设标准、补偿结算办法等。除此之外，新疆已经发布了征求意见稿，山西和福建两省正在积极筹划。如此密集的电力辅助服务新政出台频次，足见国家对电力辅助服务的重视。

表3  2017年10-11月储能示范项目汇总表

表4  2017年-2019年电力辅助服务政策

3.5储能参与需求响应

  需求响应(Demand Response) 是指电力用户根据价格信号或激励机制做出响应，改变固有习惯用电模式的行为，具体分为价格型需求响应、激励型需求响应两种[6]。

  2017年11月，国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，明确了全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作主要目标和主要任务，自2017年至2020年，分三阶段进行实施。其中，第二阶段的任务是建立电力用户参与电力辅助服务分担共享机制，其亮点在于《方案》鼓励“电力用户参与提供电力辅助服务，签订带负荷曲线的电力直接交易合同”，这也就创造了对辅助服务的市场需求，从而为用户需求响应和储能参与电力市场创造了条件。

  以下是近年储能在需求响应上的应用案例（如表5所示）。江苏、上海、河南和山东等地已成功实施电力需求响应（见表6）。其中，山东创新性的采用了单边集中竞价方式确定客户补偿价格，根据客户响应比例优化补偿系数，充分调动用户参与积极性，推动用户负荷管理水平持续提升。得益于需求响应的成功实施，2019年，河南、广东、山东也相继出台了电力需求响应的补贴规则，为需求响应的发展添砖加瓦。

表5  四地区需求响应现状汇总表

表6  电力需求响应政策

04 储能产业“新时代”

4.1 指导意见落实行动计划

  2019年7月1日国家四部委正式发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划，成为储能行业又一个划时代意义的文件。

  储能行业的发展将随着“指导意见”落实到“行动计划”的落实变得更为具体。行动计划以“三推进，两加强，一完善”为先进储能技术研发与智能制造、储能产业发展政策、储能项目示范与应用、动力电池储能化、储能标准化建设等六个方面做出了要求。大连液流储能电站、常州压缩空气储能、甘肃网域大规模电池储能电站等多个项目都被提名为重点推动项目。同时政策指出规范电网侧储能发展、完善峰谷电价政策、建立储能项目备案制和研究项目投资回收机制，此举有助于推动储能设施参与电力辅助服务市场和电力现货市场建设。

4.2用户侧储能迎来盈利时代

  2018年3月国务院指示一般工商业电价将平均降低10%。2019年3月一般工商业电价继续降价10%[20, 21]，其中江苏省的两次连续降价后峰谷电价已经跌破0.8元/千瓦时。在连续降价的背景下，储能行业获利的空间也进一步被压缩，据资料分析，峰谷差价大于0.7元/千瓦时便可以有收益[22]。

  2018年7月2日，国家发改委还印发了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，旨在为电储能设施参与削峰填谷增加补贴。目前已有江苏、广东、山东、贵州、甘肃、四川等地先后转发了该文件，表示将加大峰谷电价支持力度（见表6）。同月，南方能监局印发《广西电力调峰辅助服务交易规则(征求意见稿)》。文件提出需求侧调峰服务，对于参与响应的需求侧用户，会获得相应的收益。

4.3电力现货市场的建设现状

  2019年5月，全国首个电力现货市场结算在广东实施。6月，四川开启电力现货市场试运行，创新开发了水电参与现货市场运营新模式，补偿申报价格在0.1~50元/MWh不等。之后福建省电力现货市场试运行开启，形成了多源参与的市场结构，为促进福建省可再生清洁能源的消纳。此外，山西、浙江、贵州、山东、蒙西等地也开始推进储能电力现货市场，为探索建立辅助服务费用分担共享机制探索经验。

05 总结

  回顾近五年的政策。《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》首次认可了电储能的参与电力辅助服务市场主体资格。为储能参与调峰辅助和市场推广运用创造了要求和约束。《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》首次明确储能战略定位。《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划为储能产业的后期发展指明方向。在政策的指引下储能产业进入新时代，但储能的应用仍处于初级阶段，必须经历漫长的示范期才能形成完善的电力市场。储能参与需求响应和电力辅助服务的应用目前已经得到了验证，但是作为能源行业的新技术，政策引导起着至关重要的作用。目前储能在商业化的道路上还存在模式单一、盈利模式不清晰的挑战。因此，需要政策配合来理顺市场主体的利益关系，健全储能参与市场的竞价机制，推动储能产业在电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧的应用，为政策的进一步修订和细化提供经验和建议。

表6  绿色发展价格机制汇总表

 

文章来源：

  北极星储能网