回顧我國儲能發(fā)展歷程，近五年來，在《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》引導(dǎo)下，我國儲能發(fā)展進入了快車道，一批不同技術(shù)類型、不同應(yīng)用場景試點示范項目落地，一批關(guān)鍵技術(shù)核心裝備達國際先進，一批重點技術(shù)規(guī)范和標準逐步形成，一批具有國際競爭力的市場主體蓄勢聚力。我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展確實從技術(shù)驗證走向了商業(yè)化初期發(fā)展的新階段，但“夾縫中求生存”仍是我國儲能發(fā)展尚未逾越的真實阻力，“產(chǎn)業(yè)化”發(fā)展也尚未形成。在“十四五”時期，有必要充分考慮國民經(jīng)濟發(fā)展下的儲能發(fā)展需求，提升儲能在我國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整過程中的戰(zhàn)略地位，展現(xiàn)儲能對我國社會經(jīng)濟發(fā)展的重要作用。

回顧2020，展望“十四五”儲能產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，政策和市場機制成為推動儲能全面商業(yè)化和規(guī)模化應(yīng)用的關(guān)鍵。

提升儲能戰(zhàn)略發(fā)展意義。

過去一年，在國家發(fā)改委力推儲能發(fā)展并打牢產(chǎn)業(yè)發(fā)展基礎(chǔ)的關(guān)鍵部署下，教育部、國家發(fā)改委、財政部于2020年聯(lián)合印發(fā)《儲能技術(shù)專業(yè)學科發(fā)展行動計劃（2020—2024年）》，提出擬經(jīng)過5年左右努力，增設(shè)若干儲能技術(shù)本科專業(yè)、二級學科和交叉學科，西安交大、華北電力大學等院校已增設(shè)儲能學科；《關(guān)于加快新時代研究生教育改革發(fā)展的意見》也將儲能技術(shù)產(chǎn)教融合創(chuàng)新平臺建設(shè)納入其中，在關(guān)鍵領(lǐng)域核心技術(shù)環(huán)節(jié)實施人才自主培養(yǎng)專項。一系列政策出臺靶向產(chǎn)業(yè)發(fā)展基底，須通過學科體系建設(shè)和專業(yè)人才培養(yǎng)筑牢產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)。

2020年7月，國家能源局正式印發(fā)《關(guān)于組織申報科技創(chuàng)新（儲能）試點示范項目的通知》（國能綜通科技﹝2020﹞69號），前期研究歷時多年的國家級儲能示范項目征集工作正式啟動，最終有已投運的8個不同應(yīng)用領(lǐng)域規(guī)模化儲能項目入圍，擬通過分析總結(jié)各類儲能項目的成功經(jīng)驗和存在問題，推動政策和市場機制出臺。過去十年，我國儲能技術(shù)應(yīng)用已在各領(lǐng)域開展靈活示范，制約產(chǎn)業(yè)發(fā)展和技術(shù)應(yīng)用的問題逐步突出，儲能商業(yè)化發(fā)展路徑也已明確，但推動體制機制破局的動能還需自上而下跟緊，對核心安全責任問題、市場機制配置等問題還需正面對待。

國家發(fā)改委、國家能源局在《關(guān)于開展“風光水火儲一體化”“源網(wǎng)荷儲一體化”的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》中提出“兩個一體化”綜合能源發(fā)展思路，整合配套應(yīng)用體現(xiàn)了不同能源技術(shù)優(yōu)勢，儲能快速靈活調(diào)節(jié)能力在“一體化”項目中體現(xiàn)，但短期追求度電成本最低尚不現(xiàn)實。推動智能、高效、綠色能源體系建設(shè)，要使全社會接受綜合用電成本最優(yōu)的基本邏輯，并為整個經(jīng)濟社會發(fā)展承擔費用，而并非絕對的成本最低和費用最小。

隨著電力市場深化改革，市場規(guī)則逐步向儲能等新市場主體予以傾斜。國家《電力中長期交易基本規(guī)則》明確儲能企業(yè)參與市場交易的身份，江蘇、江西、山西、青海等地落實電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案，提出輔助服務(wù)市場長效發(fā)展方向，其中“建立用戶與發(fā)電主體共同承擔輔助服務(wù)費用市場機制”成為推動未來儲能商業(yè)化應(yīng)用的關(guān)鍵。而《關(guān)于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》提出推進發(fā)用電雙方帶負荷曲線的中長期交易，短期內(nèi)由于預(yù)測市場供需的交易難度尚且存在，仍需參照現(xiàn)有目錄電價或指導(dǎo)電價確定峰谷價差。我國雖已開展中長期交易多年，也提出了盡快由價差方式向順價方式過渡的工作思路，但仍有部分地區(qū)價格形成機制與電力供需形勢并不匹配，并通過中長期交易減小了峰谷價差，這也反映出市場機制的鈍化。未來，根據(jù)電力供需形勢拉大峰谷價差的趨勢依然存在，用戶側(cè)儲能峰谷價差套利商業(yè)模式仍有價格保障，但儲能參與現(xiàn)貨市場競價的能力也要逐步提升。

在《完善電力輔助服務(wù)補償（市場）機制工作方案》指導(dǎo)下，近年各地落實輔助服務(wù)市場建設(shè)，儲能也在廣東、蒙西、山西、華北等地實現(xiàn)了商業(yè)化應(yīng)用，但高性能儲能提供服務(wù)所帶來的高額補償也制造了市場資金使用風險，不斷調(diào)整的政策方向?qū)�儲能項目投資也產(chǎn)生了重要影響。2019年，蒙西調(diào)整系數(shù)、華北調(diào)整K值上限。2020年，廣東對K值結(jié)算做年度向下調(diào)整，蒙西也再次基于K值調(diào)整補償計算方法，山西、青海、湖南等地也對儲能參與的調(diào)峰補償標準做向下調(diào)整。不到一年時間，政策頻繁變動，市場長效機制的缺失成為制約儲能商業(yè)化發(fā)展的突出問題。

但整體來看，輔助服務(wù)市場規(guī)則基本解決了儲能參與市場的基礎(chǔ)身份問題，儲能獲得了與發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶平等的市場主體身份，第三方主體也可參與市場提供服務(wù)，獨立儲能在福建、江蘇、山西等地可獲許辦理發(fā)電業(yè)務(wù)許可證，并允許參與提供輔助服務(wù)。

在大規(guī)模推進新能源發(fā)展的進程中，保障性發(fā)電壓力和責任逐步突出。2020年，各地方政府和電網(wǎng)部門再次相繼提出新增新能源項目配置5%-20%儲能系統(tǒng)的需求，儲能也成為優(yōu)先并網(wǎng)優(yōu)先消納的技術(shù)條件。但在現(xiàn)有系統(tǒng)成本下和成本疏導(dǎo)機制尚未形成之前，融合發(fā)展趨勢尚不能一蹴而就。一句“充放電量的電價、結(jié)算按照國家相關(guān)規(guī)定執(zhí)行”并不能解決商業(yè)化發(fā)展難題，反而顯現(xiàn)了不同層面互相轉(zhuǎn)嫁責任風險的政策導(dǎo)向。在充放電過程中，儲能作為用戶和發(fā)電主體還存在身份切換情況，調(diào)峰補償和上網(wǎng)電費不可重復(fù)支付，獨立儲能項目還面臨雙重收費問題，以及輸配電價和容需量電費繳納等關(guān)鍵問題。整體來看，還勢必要逐步提高項目準入門檻，避免概率性安全事故發(fā)生所造成的“行業(yè)剎車”現(xiàn)象出現(xiàn)。

市場機制和政策補償并不需要給予儲能等主體特定扶持，需要在遵循市場公平的基本原則下，開放儲能參與市場身份，允許其與其他市場主體共同參與市場競爭，良性的市場環(huán)境才是儲能全面商業(yè)化發(fā)展的核心。

隨著進入新一輪輸配電價和銷售電價調(diào)整新階段，各地從降低用戶電價、調(diào)整峰谷價差和調(diào)整峰谷電價執(zhí)行時段等角度修正電價。隨著新能源規(guī)模化開發(fā)和接入，原有依用戶用電特征確定峰谷電價的模式發(fā)生轉(zhuǎn)變，凈負荷成為峰谷價格調(diào)整依據(jù)。特別是隨著光伏大規(guī)模接入，原有日尖高峰時段與光伏發(fā)電時段重疊，也將逐步變?yōu)榈凸群推蕉螘r間。2020年，江蘇、浙江等地進一步降低谷期電價，拉大峰谷價差。湖北等地在完善峰谷時段的同時還增設(shè)尖峰電價，并調(diào)整峰谷價差。山東、甘肅等地也調(diào)整了峰平谷電價時段。一方面峰谷價差的拉大有利于用戶側(cè)儲能技術(shù)應(yīng)用，另一方面儲能充放電策略將隨峰平谷時段的變化而進行調(diào)整。

同時，北京市朝陽區(qū)繼2019年將儲能納入節(jié)能減排專項資金后，繼續(xù)對儲能項目給予20%初投資補助。在合肥、蘇州等地給予分布式光儲、儲能系統(tǒng)度電補貼后，陜西西安對光儲配套系統(tǒng)的儲能部分給予1元/千瓦時充電補貼。在新業(yè)態(tài)應(yīng)用領(lǐng)域，5G基站、數(shù)據(jù)中心、新能源汽車配套和重要電力用戶等領(lǐng)域?qū)�儲能技術(shù)應(yīng)用提出需求，解決配電增容難題、起應(yīng)急備電作用、減少電費支出也成為此類用戶儲能應(yīng)用形態(tài),相關(guān)儲能應(yīng)用還可獲地方補貼支持（廣東、昆明、合肥等地）。特別是隨著新能源汽車規(guī)模化投入使用，與充電站結(jié)合的光儲和光儲充一體化系統(tǒng)項目應(yīng)用可期，但其商業(yè)化應(yīng)用的前提仍是用戶充電設(shè)備可得到經(jīng)濟應(yīng)用，才會對削峰填谷套利存在運營需要。

當前，若現(xiàn)有儲能市場報價可反映儲能系統(tǒng)真實成本，用戶側(cè)儲能峰谷價差套利商業(yè)模式可再現(xiàn)火熱。

目前，調(diào)峰市場有望與現(xiàn)貨市場機制充分銜接，利用市場化價格機制調(diào)動各類資源響應(yīng)電力系統(tǒng)運行實際需要。但為調(diào)動用戶側(cè)調(diào)節(jié)資源積極性，在2013年需求側(cè)試點基礎(chǔ)上，上海、江蘇、廣東、浙江、山東、河南等地電力運行主管部門啟動了需求響應(yīng)機制建設(shè)工作，資金補償來源于尖峰電價、新能源交易等富余資金池。與此同步，華北、江蘇、山西等地能源監(jiān)管部門開放了第三方主體和用戶資源參與調(diào)峰輔助服務(wù)身份，部分地區(qū)調(diào)峰補償仍來自于發(fā)電企業(yè)分攤。在輔助服務(wù)成本未向用戶傳導(dǎo)的情況下，非發(fā)電主體獲得補償支付仍存政策風險。

由于以往需求響應(yīng)執(zhí)行時間與尖峰、低谷電價執(zhí)行時段高度重疊，基準線尚有靈活設(shè)計空間，儲能參與需求響應(yīng)的獲益空間比較有限。現(xiàn)有調(diào)峰和需求響應(yīng)機制設(shè)計給予儲能充放電補償，雖可增加儲能收益，但在既有峰谷電價機制下，儲能自主調(diào)峰充放電已經(jīng)形成，若調(diào)峰和需求響應(yīng)執(zhí)行與峰谷電價執(zhí)行時段一致，此類補償確實存在一定重疊。此外，調(diào)峰和需求響應(yīng)雖由不同部門主導(dǎo)，但響應(yīng)機制基本完全一致，還存在補償重復(fù)支付的問題。部分地區(qū)調(diào)峰調(diào)用頻繁發(fā)生，累計天數(shù)持續(xù)長達半年之久，原本為短時緊急情況服務(wù)的資源響應(yīng)變成了持續(xù)需求。與其如此，不如靈活更改峰谷電價時段和價格，還可實現(xiàn)現(xiàn)有補償成本的價格疏導(dǎo)。故要結(jié)合現(xiàn)貨市場建設(shè)進程，做好用戶調(diào)峰、需求響應(yīng)和市場化價格機制的有效銜接，避免資源的重疊利用和資金的無效支付。合理調(diào)整基準線和響應(yīng)機制，以支持儲能技術(shù)為電力系統(tǒng)提供服務(wù)。

2019年，國家明確“與電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用”包括電儲能設(shè)施成本不得計入輸配電價，電網(wǎng)企業(yè)表態(tài)不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學儲能設(shè)施建設(shè)，不再安排抽水蓄能新開工項目。當前，由于監(jiān)管能力與電網(wǎng)投資儲能項目的訴求無法匹配，在確保市場公平的原則下，禁止電網(wǎng)投資儲能項目尚屬合理操作，但并不代表監(jiān)管機制并不向前演進。2020年，電網(wǎng)推動儲能發(fā)展的形勢產(chǎn)生變化。在《2020年改革攻堅重點工作安排》、《國家電網(wǎng)有限公司關(guān)于全面深化改革奮力攻堅突破的意見》中，電網(wǎng)表態(tài)落實儲能新業(yè)務(wù)實施方案，立足儲能等戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)而培育增長新動能。《2020年智能用電專業(yè)工作要點》中也提及加強客戶側(cè)儲能應(yīng)用研究，逐步明確系統(tǒng)接入要求。同時，《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》鼓勵發(fā)展智能電網(wǎng)和儲能技術(shù)，國家能源局對十三屆全國人大三次會議第9178號建議的答復(fù)中提到，將對部分實現(xiàn)輸電線路、變電設(shè)備的投資替代的儲能項目，考慮將其建設(shè)經(jīng)營成本納入輸配電服務(wù)費用支出，逐步研究明確電網(wǎng)側(cè)儲能的合理疏導(dǎo)模式，促進電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)范發(fā)展。

我國儲能全面規(guī)模化和商業(yè)化發(fā)展的實現(xiàn)，需要電網(wǎng)企業(yè)推波助瀾，這一定程度可促進并網(wǎng)、調(diào)度、交易機制的匹配，并分擔主管部門儲能安全責任風險，確保儲能的高質(zhì)量應(yīng)用。

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