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2021年4月21日，國家發(fā)展改革委和國家能源局公布了《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（下文簡稱《指導意見》），并向全社會征集意見。這個文件很可能是過去十年儲能行業(yè)至今最重要的文件，其明確規(guī)定了到2025年新型儲能裝機規(guī)模達 3000 萬千瓦以上，這是國家政策層面第一次明確儲能裝機目標。
據統計，截至2020年底，中國已投運電化學儲能累計裝機為3269.2兆瓦，即330萬千瓦，按照文件提出的裝機目標，到2025年中國的電化學儲能安裝量將增加10倍左右。這將極大提升全行業(yè)的信心，儲能行業(yè)將正式進入發(fā)展快車道。但另一方面，也有一些業(yè)內人士感到焦慮。本文將對《指導意見》征求意見稿中的重要信息做出解讀，并響應號召提出修改建議。
《指導意見》解讀
“十四五”儲能發(fā)展的整體思路是規(guī)模效應和完善市場機制雙管齊下。在不漲電價的前提下先上量，寄希望于規(guī)模效應降低成本，同時推進電力體制改革，完善儲能的市場環(huán)境，實現到2025年“新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉變”。眾所周知，過去十幾年制約儲能行業(yè)發(fā)展的主要有兩個原因：一是成本高，二是缺乏價格機制。從《指導意見》的內容來看，降低儲能的成本是首要的，成本降得越快，市場機制上的困難就顯得不那么重要了。未來五年，降低成本將是行業(yè)的主旋律。
支持力度排序：源、網、荷。《指導意見》中提到“鼓勵結合源、網、荷不同需求探索儲能多元化發(fā)展模式”，但是對于如何發(fā)展源、網、荷儲能的表述有所區(qū)別：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。從力度和支持手段來說，“新能源+儲能”將是重中之重，部分網側儲能有望進入輸配電價，而用戶側將得到“積極支持”。由此可以判斷，源和網側項目將得到大力支持，這對儲能行業(yè)的設備廠家，尤其是頭部廠家來說是個很大的利好消息，3000萬千瓦的儲能安裝量將主要由發(fā)電側、網側項目組成。具體解讀如下：
（1）大力推進電源側儲能項目建設：“結合系統實際需求，布局一批配置儲能的系統友好型新能源電站項目，通過儲能協同優(yōu)化運行保障新能源高效消納利用，為電力系統提供容量支撐及一定調峰能力。”這意味著可再生能源電站配置儲能的項目將會大面積試點。除了經常提到的調峰，《指導意見》還重點強調了儲能的容量支撐作用，讓可再生能源的容量可靠穩(wěn)定是儲能支撐可再生能源發(fā)展的重點。未來各地出臺政策扶持電源側儲能項目的時候，相信不僅會從調峰補償的角度支持，還會把容量支撐的價值考慮進去。“充分發(fā)揮大規(guī)模新型儲能的作用，推動多能互補發(fā)展，規(guī)劃建設跨區(qū)輸送的大型清潔能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源電量占比。”儲能將成為特高壓送出線路或者可再生能源基地的配套手段，以提高可再生能源送出電量占比。“探索利用退役火電機組的既有廠址和輸變電設施建設儲能或風光儲設施。”利用好既有電力基礎設施的項目將得到鼓勵。
（2）積極推動電網側儲能合理化布局。儲能有望成為特高壓的配套技術，以保證大電網的安全；對于某些電網末端的負荷來說，儲能或者風光儲將成為替代傳統的“拉線路”手段；對于隨著季節(jié)、當地工況變化較大的負荷、可靠性要求較高，需要重點保供電的負荷，移動式儲能車或固定儲能電站將替代備用發(fā)電車等傳統增容手段。上述可能的模式，都有希望進入輸配電價，前提是成本不高于傳統手段，不會扭曲電力價格，不會影響電力市場公平。
（3）積極支持用戶側儲能多元化發(fā)展。鼓勵一些場景的融合發(fā)展，探索新模式，探索虛擬電站、智慧能源的商業(yè)模式。相對于發(fā)電側和網側項目來說，對用戶側儲能的鼓勵沒有提及具體措施，沒有提到用戶側的融資渠道問題，以及如何解決客戶數據獲取的問題，也沒有提到如何鼓勵光儲結合。
健全新型儲能價格機制。“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場”指的應該是先推廣類似于應用于抽水蓄能的兩部制電價政策，然后再鼓勵儲能通過參與電力市場疏導成本。《指導意見》提到，“研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”，目前輸配電價每三年核定一次，上一次是在2019年，當時電化學儲能沒有被納入輸配電價。（詳見：來論 | 成本不計入輸配電價，電化學儲能就無法發(fā)展了嗎？）“完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間”，拉大峰谷價差此前已有多個政策文件提及，到目前為止并沒有實質性變化。
健全“新能源+儲能”項目激勵機制，鼓勵地方先行先試。可再生能源+儲能的模式還處于各地試點的過程中，目前全國有將近20個省份出臺“鼓勵”（或強配）儲能的政策，但從《指導意見》的表述來看，可再生能源如何配置儲能依然存疑。是每個電站配置一定比例的儲能？還是共享模式，在更高電壓等級的位置上建設規(guī)模更大的儲能電站？儲能的成本如何疏導？是由增量部分承擔還是所有的可再生能源電站共同分攤？相應地，這也關系到投資人如何收回儲能的成本。接下來的幾年時間內，各地會根據資源稟賦上馬大量項目，經歷一個不斷試錯的過程。
整體上看，對《指導意見》感受主要有以下兩點：
第一，重表前（發(fā)電側和網側）而輕表后（用戶側）市場，重硬件而輕軟件，重可再生能源的比例而輕分布式的發(fā)展。一般情況下，擅長發(fā)電側和網側應用的是電網和發(fā)電企業(yè)，而用戶側更適合民營企業(yè)。從《指導意見》來看，發(fā)電側和網側將是未來幾年3000萬千瓦安裝量的主戰(zhàn)場，這部分市場的產品定義將由電網和發(fā)電企業(yè)共同完成。對于設備提供商來說，誰的產品物美價廉，誰就將獲得更大的市場份額，這對于電池、電力電子設備和相關配套的電氣設備廠家來說，是極大利好。
相對而言，用戶側的發(fā)展更多由市場決定，沒有太多的支持政策。這可能使得儲能企業(yè)只注重產品的硬件開發(fā)，而不再關心應用技術，儲能或將變成一個像變壓器、輸電線路那樣的設備。但在構建新型電力系統的目標下，未來系統將有大量的分布式電源、電動汽車，用戶側也應開發(fā)出新的模式和技術。
第二，重降成本而輕改善市場環(huán)境。近年來，隨著電動汽車的發(fā)展和電池廠家的持續(xù)研發(fā)，電池的成本已經明顯降低，但價格機制的缺失始終制約著儲能行業(yè)的發(fā)展。《指導意見》似乎更希望通過儲能成本的下降，來彌補市場機制上的短板。但筆者認為，這兩件事情不矛盾，主管部門應該更加重視營造儲能發(fā)展的良好市場環(huán)境，讓儲能的價值都能量化并在市場中體現，才能更有利于商業(yè)化和規(guī)模化發(fā)展。
對《指導意見》以及儲能行業(yè)的建議
應該因地制宜決定重點發(fā)展何種形式的儲能。中國地大物博，各地情況都不相同，比如，西部和三北地區(qū)發(fā)電資源豐富但負荷較小，應該以發(fā)電側配套儲能為主，而東南沿海、京津唐等負荷密集地區(qū)應該多發(fā)展用戶側儲能。筆者認為，實現碳中和不能只靠發(fā)電側和網側，新型電力系統除了以高比例可再生能源為主要特征以外，還意味著未來每個電力用戶都可能成為能源生產者。現階段，提高可再生能源的比例確實是我國電力轉型的主要任務，但隨著碳中和事業(yè)的推進，用戶側必然會越來越重要，因此需要打好產業(yè)基礎，持續(xù)積累技術。
歐美日澳等較早支持儲能產業(yè)的國家和地區(qū)，最早都把補貼給了用戶，讓電力用戶自行決定是否使用儲能以及購買誰的儲能產品。相對于發(fā)電側和電網側，用戶側的電價更高，儲能在用戶側可實現的應用更多，更容易實現多重應用，進而獲得更多收益。從扶持儲能商業(yè)模式的角度來說，用戶側更容易實現經濟性，對財政的資金壓力最小，是最適合用市場手段培育的應用場景。目前，歐美、日本等國家和地區(qū)涌現出了一批以人工智能為核心技術的用戶側儲能公司，不僅能給本地用戶提供滿足投資回報要求的儲能產品、商業(yè)模式，還能聚合這些分布式資源參與需求響應，例如Stem、EngieStorage、Fluence、GreenSmith等。
發(fā)電側儲能需要市場機制支撐。掃清儲能進入輔助服務、現貨市場的障礙，只要是技術上可行的就可以允許儲能參與。不要讓儲能作為可再生能源的附屬品，把儲能作為可再生能源核準備案的門檻，讓儲能成為光伏風電開發(fā)的額外成本是不可取的。在制定儲能的價格機制時，不要只算總賬，要讓儲能的每一種應用都有對應的付費機制，實現按效果付費。例如，可再生能源電站配置一定比例的儲能，如果以增加發(fā)電小時數為收回成本的方式，那么多少儲能對應多發(fā)多少小時數是合理的？怎么保證這個數字的實現？如果不能有一個清晰的計算投資回報的方法，那么這個模式難以持續(xù)發(fā)展。
《指導意見》提到的容量電價指的是網側儲能電站，并沒有提及要給發(fā)電側儲能容量電價，然而可靠容量與安裝地點沒有關系，如果網側能為容量服務付費，那么裝在發(fā)電側的儲能也應享有同樣的權利和義務。美國把可再生能源+儲能的模式稱之為Hybrid Resource，設計了退稅政策，退稅的比例取決于電池的電有多少比例來自可再生能源，如果所有電力都來自于本地可再生能源電站，就能享受最高退稅政策，這使得儲能用清潔電力向系統提供可靠容量，響應市場價格信號，從而起到調峰作用。（詳見：可再生+儲能，“熱土”還是“深坑”？）
重視機制研究，建立國家級儲能經濟、政策、應用領域的科研機構。過去十幾年，中國對儲能的研究，主要集中在基礎學科和裝備制造領域，而對儲能的應用技術、經濟性研究和市場設計等方面投入較少。很多涉及電力系統仿真等價值量化工作沒有展開，導致在企業(yè)產品開發(fā)和政府決策時，缺乏必要的基礎研究和數據支持。
重視裝備、制造業(yè)發(fā)展的同時，也要重視軟件、人工智能等產業(yè)鏈其他關鍵環(huán)節(jié)的培育。過去十幾年，儲能行業(yè)的產業(yè)基礎取得了長足的進步，得益于電動汽車的發(fā)展，鋰電池快速發(fā)展；得益于風電光伏等相關行業(yè)的發(fā)展，電力電子設備快速發(fā)展。但是，儲能產業(yè)實現商業(yè)化的關鍵是解決方案公司，他們熟悉應用場景、懂得優(yōu)化配置、商業(yè)模式等，通過軟件的形式盤活整個儲能系統，并且把大數據和人工智能等先進技術融合到儲能系統中，這類公司在一定程度上代表了一個國家儲能產業(yè)的先進程度，建議《指導意見》體現對這個領域的扶持力度。
據統計，截至2020年底，中國已投運電化學儲能累計裝機為3269.2兆瓦，即330萬千瓦，按照文件提出的裝機目標，到2025年中國的電化學儲能安裝量將增加10倍左右。這將極大提升全行業(yè)的信心，儲能行業(yè)將正式進入發(fā)展快車道。但另一方面，也有一些業(yè)內人士感到焦慮。本文將對《指導意見》征求意見稿中的重要信息做出解讀，并響應號召提出修改建議。
《指導意見》解讀
“十四五”儲能發(fā)展的整體思路是規(guī)模效應和完善市場機制雙管齊下。在不漲電價的前提下先上量，寄希望于規(guī)模效應降低成本，同時推進電力體制改革，完善儲能的市場環(huán)境，實現到2025年“新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉變”。眾所周知，過去十幾年制約儲能行業(yè)發(fā)展的主要有兩個原因：一是成本高，二是缺乏價格機制。從《指導意見》的內容來看，降低儲能的成本是首要的，成本降得越快，市場機制上的困難就顯得不那么重要了。未來五年，降低成本將是行業(yè)的主旋律。
支持力度排序：源、網、荷。《指導意見》中提到“鼓勵結合源、網、荷不同需求探索儲能多元化發(fā)展模式”，但是對于如何發(fā)展源、網、荷儲能的表述有所區(qū)別：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。從力度和支持手段來說，“新能源+儲能”將是重中之重，部分網側儲能有望進入輸配電價，而用戶側將得到“積極支持”。由此可以判斷，源和網側項目將得到大力支持，這對儲能行業(yè)的設備廠家，尤其是頭部廠家來說是個很大的利好消息，3000萬千瓦的儲能安裝量將主要由發(fā)電側、網側項目組成。具體解讀如下：
（1）大力推進電源側儲能項目建設：“結合系統實際需求，布局一批配置儲能的系統友好型新能源電站項目，通過儲能協同優(yōu)化運行保障新能源高效消納利用，為電力系統提供容量支撐及一定調峰能力。”這意味著可再生能源電站配置儲能的項目將會大面積試點。除了經常提到的調峰，《指導意見》還重點強調了儲能的容量支撐作用，讓可再生能源的容量可靠穩(wěn)定是儲能支撐可再生能源發(fā)展的重點。未來各地出臺政策扶持電源側儲能項目的時候，相信不僅會從調峰補償的角度支持，還會把容量支撐的價值考慮進去。“充分發(fā)揮大規(guī)模新型儲能的作用，推動多能互補發(fā)展，規(guī)劃建設跨區(qū)輸送的大型清潔能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源電量占比。”儲能將成為特高壓送出線路或者可再生能源基地的配套手段，以提高可再生能源送出電量占比。“探索利用退役火電機組的既有廠址和輸變電設施建設儲能或風光儲設施。”利用好既有電力基礎設施的項目將得到鼓勵。
（2）積極推動電網側儲能合理化布局。儲能有望成為特高壓的配套技術，以保證大電網的安全；對于某些電網末端的負荷來說，儲能或者風光儲將成為替代傳統的“拉線路”手段；對于隨著季節(jié)、當地工況變化較大的負荷、可靠性要求較高，需要重點保供電的負荷，移動式儲能車或固定儲能電站將替代備用發(fā)電車等傳統增容手段。上述可能的模式，都有希望進入輸配電價，前提是成本不高于傳統手段，不會扭曲電力價格，不會影響電力市場公平。
（3）積極支持用戶側儲能多元化發(fā)展。鼓勵一些場景的融合發(fā)展，探索新模式，探索虛擬電站、智慧能源的商業(yè)模式。相對于發(fā)電側和網側項目來說，對用戶側儲能的鼓勵沒有提及具體措施，沒有提到用戶側的融資渠道問題，以及如何解決客戶數據獲取的問題，也沒有提到如何鼓勵光儲結合。
健全新型儲能價格機制。“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場”指的應該是先推廣類似于應用于抽水蓄能的兩部制電價政策，然后再鼓勵儲能通過參與電力市場疏導成本。《指導意見》提到，“研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”，目前輸配電價每三年核定一次，上一次是在2019年，當時電化學儲能沒有被納入輸配電價。（詳見：來論 | 成本不計入輸配電價，電化學儲能就無法發(fā)展了嗎？）“完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間”，拉大峰谷價差此前已有多個政策文件提及，到目前為止并沒有實質性變化。
健全“新能源+儲能”項目激勵機制，鼓勵地方先行先試。可再生能源+儲能的模式還處于各地試點的過程中，目前全國有將近20個省份出臺“鼓勵”（或強配）儲能的政策，但從《指導意見》的表述來看，可再生能源如何配置儲能依然存疑。是每個電站配置一定比例的儲能？還是共享模式，在更高電壓等級的位置上建設規(guī)模更大的儲能電站？儲能的成本如何疏導？是由增量部分承擔還是所有的可再生能源電站共同分攤？相應地，這也關系到投資人如何收回儲能的成本。接下來的幾年時間內，各地會根據資源稟賦上馬大量項目，經歷一個不斷試錯的過程。
整體上看，對《指導意見》感受主要有以下兩點：
第一，重表前（發(fā)電側和網側）而輕表后（用戶側）市場，重硬件而輕軟件，重可再生能源的比例而輕分布式的發(fā)展。一般情況下，擅長發(fā)電側和網側應用的是電網和發(fā)電企業(yè)，而用戶側更適合民營企業(yè)。從《指導意見》來看，發(fā)電側和網側將是未來幾年3000萬千瓦安裝量的主戰(zhàn)場，這部分市場的產品定義將由電網和發(fā)電企業(yè)共同完成。對于設備提供商來說，誰的產品物美價廉，誰就將獲得更大的市場份額，這對于電池、電力電子設備和相關配套的電氣設備廠家來說，是極大利好。
相對而言，用戶側的發(fā)展更多由市場決定，沒有太多的支持政策。這可能使得儲能企業(yè)只注重產品的硬件開發(fā)，而不再關心應用技術，儲能或將變成一個像變壓器、輸電線路那樣的設備。但在構建新型電力系統的目標下，未來系統將有大量的分布式電源、電動汽車，用戶側也應開發(fā)出新的模式和技術。
第二，重降成本而輕改善市場環(huán)境。近年來，隨著電動汽車的發(fā)展和電池廠家的持續(xù)研發(fā)，電池的成本已經明顯降低，但價格機制的缺失始終制約著儲能行業(yè)的發(fā)展。《指導意見》似乎更希望通過儲能成本的下降，來彌補市場機制上的短板。但筆者認為，這兩件事情不矛盾，主管部門應該更加重視營造儲能發(fā)展的良好市場環(huán)境，讓儲能的價值都能量化并在市場中體現，才能更有利于商業(yè)化和規(guī)模化發(fā)展。
對《指導意見》以及儲能行業(yè)的建議
應該因地制宜決定重點發(fā)展何種形式的儲能。中國地大物博，各地情況都不相同，比如，西部和三北地區(qū)發(fā)電資源豐富但負荷較小，應該以發(fā)電側配套儲能為主，而東南沿海、京津唐等負荷密集地區(qū)應該多發(fā)展用戶側儲能。筆者認為，實現碳中和不能只靠發(fā)電側和網側，新型電力系統除了以高比例可再生能源為主要特征以外，還意味著未來每個電力用戶都可能成為能源生產者。現階段，提高可再生能源的比例確實是我國電力轉型的主要任務，但隨著碳中和事業(yè)的推進，用戶側必然會越來越重要，因此需要打好產業(yè)基礎，持續(xù)積累技術。
歐美日澳等較早支持儲能產業(yè)的國家和地區(qū)，最早都把補貼給了用戶，讓電力用戶自行決定是否使用儲能以及購買誰的儲能產品。相對于發(fā)電側和電網側，用戶側的電價更高，儲能在用戶側可實現的應用更多，更容易實現多重應用，進而獲得更多收益。從扶持儲能商業(yè)模式的角度來說，用戶側更容易實現經濟性，對財政的資金壓力最小，是最適合用市場手段培育的應用場景。目前，歐美、日本等國家和地區(qū)涌現出了一批以人工智能為核心技術的用戶側儲能公司，不僅能給本地用戶提供滿足投資回報要求的儲能產品、商業(yè)模式，還能聚合這些分布式資源參與需求響應，例如Stem、EngieStorage、Fluence、GreenSmith等。
發(fā)電側儲能需要市場機制支撐。掃清儲能進入輔助服務、現貨市場的障礙，只要是技術上可行的就可以允許儲能參與。不要讓儲能作為可再生能源的附屬品，把儲能作為可再生能源核準備案的門檻，讓儲能成為光伏風電開發(fā)的額外成本是不可取的。在制定儲能的價格機制時，不要只算總賬，要讓儲能的每一種應用都有對應的付費機制，實現按效果付費。例如，可再生能源電站配置一定比例的儲能，如果以增加發(fā)電小時數為收回成本的方式，那么多少儲能對應多發(fā)多少小時數是合理的？怎么保證這個數字的實現？如果不能有一個清晰的計算投資回報的方法，那么這個模式難以持續(xù)發(fā)展。
《指導意見》提到的容量電價指的是網側儲能電站，并沒有提及要給發(fā)電側儲能容量電價，然而可靠容量與安裝地點沒有關系，如果網側能為容量服務付費，那么裝在發(fā)電側的儲能也應享有同樣的權利和義務。美國把可再生能源+儲能的模式稱之為Hybrid Resource，設計了退稅政策，退稅的比例取決于電池的電有多少比例來自可再生能源，如果所有電力都來自于本地可再生能源電站，就能享受最高退稅政策，這使得儲能用清潔電力向系統提供可靠容量，響應市場價格信號，從而起到調峰作用。（詳見：可再生+儲能，“熱土”還是“深坑”？）
重視機制研究，建立國家級儲能經濟、政策、應用領域的科研機構。過去十幾年，中國對儲能的研究，主要集中在基礎學科和裝備制造領域，而對儲能的應用技術、經濟性研究和市場設計等方面投入較少。很多涉及電力系統仿真等價值量化工作沒有展開，導致在企業(yè)產品開發(fā)和政府決策時，缺乏必要的基礎研究和數據支持。
重視裝備、制造業(yè)發(fā)展的同時，也要重視軟件、人工智能等產業(yè)鏈其他關鍵環(huán)節(jié)的培育。過去十幾年，儲能行業(yè)的產業(yè)基礎取得了長足的進步，得益于電動汽車的發(fā)展，鋰電池快速發(fā)展；得益于風電光伏等相關行業(yè)的發(fā)展，電力電子設備快速發(fā)展。但是，儲能產業(yè)實現商業(yè)化的關鍵是解決方案公司，他們熟悉應用場景、懂得優(yōu)化配置、商業(yè)模式等，通過軟件的形式盤活整個儲能系統，并且把大數據和人工智能等先進技術融合到儲能系統中，這類公司在一定程度上代表了一個國家儲能產業(yè)的先進程度，建議《指導意見》體現對這個領域的扶持力度。
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