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從2021年發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（后簡稱《指導意見》），到今年2月份發(fā)布的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（后簡稱為《實施方案》），儲能技術與儲能行業(yè)未來的發(fā)展將會如何？總結下來，我們認為可以大體用以下三部分內容總結：技術有側重、方向有傾斜、環(huán)境有保障。

 技術有側重

我們在往期文章《如何給電力系統(tǒng)裝一塊電池？》中介紹過，新型儲能的種類繁多，大的類別可以分為電化學儲能與物理儲能，細分又可以有鋰電池、鈉電池、壓縮空氣、飛輪儲能等。在資源有限的情況下，對于不同類別的儲能如何對待，如何扶持，是亟待明確的重要問題。

從技術方向上，《實施方案》主要對“推動多元技術開發(fā)”以及“‘十四五’新型儲能核心技術裝備重點攻關方向”進行了分析說明。從順序上來說相對靠前的幾種儲能方式為鋰離子電池、鈉離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能，文件行文順序的區(qū)別也一定程度上代表了投入意愿的差異。

而根據儲能技術的不同，攻關的方向也有所差異。

鋰離子、鈉離子為標志的電化學儲能方式，在所有的儲能方式中相對成熟，尤其是鋰離子電池，可以說是目前最成熟的儲能方式之一，其核心攻關目標在于降成本、提效益，進一步擴大商業(yè)化應用規(guī)模，因此在《實施方案》中也提出了“電化學儲能技術性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低30%”的具體目標；而液流電池與壓縮空氣儲能作為大規(guī)模新型儲能的主要代表，受制于技術成熟水平、一次投資規(guī)模等因素，其商業(yè)化道路仍困難重重，因此當前階段的主要目標則是“實現工程化應用”，從技術與經濟的角度驗證項目的可行性。

除了以上儲能本體的技術攻關外，儲能的全過程安全、儲能的智慧調控也是十四五期間儲能發(fā)展的重要方向，值得進一步的投入資源與精力開展研究。

方向有傾斜

儲能根據開發(fā)主體與具體作用，大體可以分為源側儲能、網側儲能與負荷側儲能。而從表述方式來看，對三種儲能的態(tài)度截然不同，尤其是與去年發(fā)布的《指導意見》相比，對網側儲能的態(tài)度逐漸趨于保守。

《指導意見》：大力推進電源側儲能項目建設；積極推動電網側儲能合理化布局；積極支持用戶側儲能多元化發(fā)展。

《實施方案》：加大力度發(fā)展電源側新型儲能；因地制宜發(fā)展電網側新型儲能；靈活多樣發(fā)展用戶側新型儲能。

源側儲能

對于源側儲能，其建設主體一般為發(fā)電企業(yè)，作用為平抑電源波動，提升可再生能源并網的友好性，其成本可以作為電廠的建設運營成本，由發(fā)電側市場疏導，由于此類儲能方式權責清晰、作用明顯、商業(yè)模式成熟，國家的態(tài)度一貫是大力支持。

網側儲能

與源側儲能相比，文件對網側儲能的態(tài)度則趨于保守，由《指導意見》中的“積極推動”變成了《實施方案》中的“因地制宜”，較為嚴格的限制了網側儲能的4個主要的應用場景，分別是存在穩(wěn)定性問題的“關鍵節(jié)點”、電網薄弱區(qū)域、能夠延緩降低電網投資、需要高可靠性的重要電力用戶。并在后面的行文中進一步明確了“合理確定電網側儲能的發(fā)展規(guī)模”。

之所以對網側儲能做了重重限制，可能的原因是這部分的成本疏導機制尚不健全。隨著電改“管住中間，放開兩頭”的政策推進，電網將逐步轉變?yōu)檩旊姺掌髽I(yè)，僅收取合理的輸配電價，不再以“低買高賣”的模式賺取利潤。輸配電價則需要由政府根據電網的一次投資及運營成本等因素進行核定。

網側儲能雖然對電網極其友好，但其高昂的投資成本如果由電網承擔，是否納入輸配電價核算就成了大問題。如果納入，高昂的投資成本勢必拉高電費，但如果不納入，電網又沒有充足的投資意愿，因此在尚未建立起完善的成本疏導機制前，網側儲能一般只能在最需要他的地方出現，而“完善電網側儲能價格疏導機制”也被寫入了本次的《實施方案》。

負荷側儲能

負荷側儲能則作為一種新興的儲能模式，目前正在探索與發(fā)展過程中，因此百花齊放、靈活多樣是目前負荷側儲能發(fā)展的主題。作為最接近市場的儲能模式，可以很清晰的感覺到，《實施方案》極力想從技術與機制層面建立起一套對負荷側儲能友好的市場環(huán)境，引導與支撐用戶側儲能發(fā)展，具體將在下一節(jié)中詳述。

環(huán)境有保障

負荷側儲能作為亟需引導與發(fā)展的儲能模式，是下一階段儲能發(fā)展的重要扶持對象。為了搭建起一個相對友好的市場與政策環(huán)境，《實施方案》也為一些可能將要頒布的政策與發(fā)展方向進行了提前吹風。

目前，負荷側儲能盈利的主要模式有2種：第一種是基于價格的盈利機制，利用峰谷電價差，低買高賣賺取差額利潤；第二種則是基于市場的盈利機制，儲能通過為電網提供調峰調頻等輔助服務，賺取對應的服務費用。

基于價格的盈利機制

此種模式下，儲能的商業(yè)化主要取決于儲能自身的成本與峰谷電價差，成本越低，峰谷電價差越大，儲能的利潤空間就越豐厚。

如前文所述，“成本降低30%”已經作為了《實施方案》的整體目標，不再贅述。關于峰谷電價差的擴大，《實施方案》中也有專門的描述：

“完善鼓勵用戶側儲能發(fā)展的價格機制。加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，拉大峰谷價差，引導電力市場價格向用戶側傳導，建立與電力現貨市場相銜接的需求響應補償機制，增加用戶側儲能的收益渠道。”

可見，后續(xù)“分時電價”與“尖峰電價”機制將逐步在全國各省鋪開，峰谷價差將進一步拉大，負荷側儲能市場空間將進一步拓展。

同時，這一段中還提到了另一種相對小眾的市場形式——需求響應。也就是電網根據自己的運行情況向市場中的不同主體發(fā)布調節(jié)目標，并支付相關費用，負荷側主體根據自己的能力進行響應。

目前，這一機制已在13個?。▍^(qū)域）開啟，基本目標大多是構建占上年最大直調用電負荷3%~5%的需求側機動調峰能力，其中上海、江蘇、江西、山西、華北這些條件成熟、起步較早的區(qū)域，在響應資源方面的嘗試也比較多元，啟動探索電動汽車、虛擬電廠、居民用戶的參與。

但是，目前這些需求響應機制所支付的費用來源并沒有非常好的疏導形勢，部分省份只能采用尖峰電價、跨省跨區(qū)可再生能源交易盈余資金、計入供電成本等方式，市場化程度低，可持續(xù)性差，未來仍有待進一步發(fā)展。

基于市場的盈利機制

針對提供輔助服務的盈利模式，目前，我國的輔助服務市場仍然不夠健全，各地雖然逐步建立起了小范圍的輔助服務市場，但交易品種少、參與主體少等問題依然存在。因此，《指導意見》也在行文中對相關問題提出了意見與方向：

完善適合新型儲能的輔助服務市場機制。推動新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務，因地制宜完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制，豐富輔助服務交易品種，研究開展備用、爬坡等輔助服務交易。

從行文中可看出，未來輔助服務市場的發(fā)展主要有以下要點：一是參與主體要擴充，儲能可根據自身的特性、形式與運營模式，以不同的主體身份參與市場，擴大了市場規(guī)模；二是補償機制要進一步完善，目前我國的輔助服務補償機制并不能完全反映電力系統(tǒng)所需，相應的成本支付也未能通過市場向實際受益方傳導，這在下一階段需要通過機制的設計進一步完善；三是擴大輔助服務交易品種，從傳統(tǒng)的調峰調頻，向備用、爬坡擴張，豐富儲能的盈利手段。

綜合以上市場與機制上的變化，負荷側儲能很可能將進一步迎來更多的機遇與發(fā)展空間。


原標題：十四五中的儲能，路要怎么走？