背 景

在“雙碳”目標引領下，我國能源系統正在經歷深刻變化。一方面，2021年全國并網風電和太陽能發電新增裝機容量分別達到4757萬千瓦和5493萬千瓦，占全年新建發電裝機總量的58%，成為新增電源的主力。風電、太陽能發電合計裝機容量達到6.4億千瓦，裝機規模直逼火力發電。另一方面，新能源消納問題仍未得到解決，亟需一種平滑新能源輸出的調節手段。發展新型儲能是提升我國電力系統靈活性、打造新型電力系統、保障“雙碳”目標如期實現的重要途徑。根據中關村儲能產業技術聯盟不完全統計，截至2021年底，中國已投運的儲能項目累計裝機容量(包括物理儲能、電化學儲能以及熔融鹽儲熱)達到45.74吉瓦，同比增長29%。其中抽水蓄能累計裝機容量最高為34.5吉瓦，但電化學儲能增速更快，尤其是鋰離子電池儲能已成為發展最快的新型儲能技術。

盡管近年來新型儲能裝機增速迅猛，但其中也暴露了其成本偏高、安全性差、體制機制不匹配的問題。按儲能電站系統成本1500元/千瓦時、電池循環壽命4000次、項目周期10年、充放電轉換效率90%計算，儲能電站單位千瓦時充放電成本約0.5元，明顯高于抽水蓄能成本。在發電側，若以10%功率2小時放電時長配置儲能，風電、太陽能單位發電成本將提高5～8分/千瓦時，加大了新能源發電的平價難度。在用戶側，國家長期鼓勵推廣、逐步完善峰谷分時電價政策，但自工商業用戶全面參與電力交易以來，電網企業代購電價普遍在0.25～0.5元/千瓦時，加上固定輸配電價和政府性基金后，用戶側峰谷電價差大幅縮水，新型儲能峰谷電價調節經濟性不足。在電網側，合理配置儲能可提升現有輸配電線路利用率、減少或延緩新建輸配電設施投資，也可在電網事故時起到備用電源和應急供電的作用。但由于電價監審政策的收緊，電網企業參與新型儲能投資運營的商業模式尚未理清，相關項目建設也相應放緩。

政 策

為推動儲能產業的健康有序發展，國家發改委等五部委早在2017年10月就印發了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，明確發展儲能的必要性和分階段發展目標。此后在2021年7月，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》(下稱《指導意見》)，提出到2025年，實現新型儲能從商業化初期到規模化發展轉變，裝機規模達到30吉瓦以上。文件也明確給予新型儲能獨立市場地位，建立儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務等市場準入條件、交易機制及技術標準，鼓勵儲能作為獨立市場主體參與輔助服務，并鼓勵共享儲能。電價機制方面，文件提出建立電網側獨立儲能容量電價，并允許電網替代性儲能設施納入輸配電價。在上述文件的基礎上，2022年3月21日，國家發改委、國家能源局制定了《“十四五”新型儲能發展實施方案》(下稱《實施方案》)。相比此前文件，《實施方案》有以下特點：

降本目標定量化。近期，國內各地發電側儲能項目普遍面臨經濟性不足的問題，電量平價新能源發電項目配置儲能難以盈利，降低成本成為新型儲能發展的必由之路。此次《實施方案》聚焦當前新型儲能行業痛點，強調到2025年新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段、具備大規模商業化應用條件，并明確了電化學儲能系統成本降低30%以上的發展目標。

技術路線多元化。近期我國新型儲能技術主要以鋰電池儲能為主，在前期動力電池市場高速增長下，鋰電池儲能成本降速正在逐步趨緩。2021年以來，新能源汽車爆發式增長拉動碳酸鋰等鋰電池上游材料漲價，預計隨著全球新能源汽車需求持續高速增長，鋰電池成本下降壓力加大。文件將“強化技術攻關，構建新型儲能創新體系”作為重要工作，提出加大鈉離子電池、新型鋰離子電池、鉛炭電池、液流電池等多種儲能技術關鍵核心技術裝備研發力度，加快新型儲能成本下降速度。

示范工作具體化。在此前《指導意見》“大力發展發電側、因地制宜發展電網側、靈活多樣發展用戶側”思路基礎上，《實施方案》突出了以多元技術路線、多場景區域、多時間尺度推動示范工作，并明確了青海、張家口等新型儲能重點示范區域。此外，在規模化發展方面，文件更強調要“穩妥推進新型儲能產業化進程”，促進產業高質量發展。

政策機制精細化。《實施方案》提出要繼續研究新型儲能參與電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，在“新能源+儲能”激勵辦法、電網側儲能成本疏導、用戶側儲能價格機制等方面也進一步呼應了前期政策導向。

前 景

“十四五”是我國新型儲能發展的關鍵期，要推動產業持續高質量發展，建立健全適應新能源和新型儲能的政策體系，以及推動新型儲能自身技術進步缺一不可。

政策層面，2021年1月，國家發改委、國家能源局發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與省(區、市)/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。2021年8月，國家發改委印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，明確新增風電、光伏項目可選擇15%功率/4小時時長(逐年調整)配置化學儲能完成市場化并網，儲能電站獲得相應容量租賃補償。2022年2月，國家電投海陽101兆瓦/202兆瓦時儲能電站成功完成山東電力現貨市場日前交易，儲能電站獲得現貨市場及容量租金雙重收益。近期國家電網也提出積極支持新型儲能規模化應用，提出力爭到2030年公司經營區電化學儲能由300萬千瓦提高到1億千瓦。

技術層面，隨著鋰電池原材料供需矛盾的不斷加劇，近期鋰電池儲能成本呈現上漲趨勢，國內鋰電池正極材料上游原料電池級碳酸鋰價格從2021年初5萬元/噸快速上漲至2022年初50萬元/噸，六氟磷酸鋰價格從11萬元/噸上漲至55萬元/噸，材料成本端綜合漲幅超過2倍，電池整體成本漲幅達到50%。受電池成本上升影響，鋰電池儲能電站系統成本從2021年初約1500元/千瓦時上漲至近1800元/千瓦時。考慮到動力電池市場需求和上游產能爬坡速度，預計短期內上游原材料稀缺形勢仍將持續，鋰電池儲能成本下降面臨較大阻力。《實施方案》提出通過試點示范有望加速新型儲能技術多元化和成本下降，有利于形成新型儲能商業模式。

在推進新型儲能技術發展的同時，也需要看到一些新模式、新業態的變化。例如隨著電動汽車的普及，越來越多的有序充電、V2G、換電站等車網互動項目落地;綠氫產業的持續升溫也提升了各界對氫儲能的關注度。在“雙碳”目標倒逼下，各類跨界元素也將深度參與電力系統運行，與儲能技術共同構建新型電力系統。

本文刊載于《中國電力企業管理》2022年04期，作者單位：國家發改委能源研究所