2018年我国电化学储能出现爆发式增长，2019年增速又出现了急剧降低，2020年地方政府推动储能发展的意愿更加强烈。“十四五”时期，储能是否能够迎来发展机遇，这需要正视储能面临的问题，以疏通制约储能发展的瓶颈。

　　“十三五”时期我国电化学储能

　　发展历程及市场动态

　　我国电化学储能装机持续增长，但是增速却呈波浪式前进。2015~2019年，我国电化学储能装机从106兆瓦增至1709兆瓦，增加了15倍。从增速看，2015~2019年，我国电化学储能增速分别为25%、130%、64%、169%以及59%。值得注意的是，2019年我国电化学储能增速大幅下降，凸显出发展动能不足。

　　政策对储能有着至关重要的影响。从2017~2019年的政策看，2017年10月份，国家发改委等5部门联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，为行业发展树立了信心，进而推动了2018年电化学储能的爆发式增长。然而，2019年上半年，国家发改委、能源局印发了《输配电定价成本监审办法》，明确提出抽水蓄能电站、电储能设施不得计入输配电定价成本。两大电网公司也相继跟进，严格限制企业内部储能投资，导致2019年电化学储能增速大幅回落。可以看到，我国推动储能发展的市场模式并未形成，储能产业政策依赖性非常强烈。

　　2020年，地方政府(电网)正在推动“新能源+储能”的发展模式。今年3月23日，国网湖南省电力有限公司下发了《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，明确提出：“经多方协调,已获得28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6兆瓦/777.2兆瓦时储能设备,与风电项目同步投产”。3月24日，内蒙古能源局发布了《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，明确优先支持光伏+储能建设。若普通光伏电站配置储能系统，则应保证储能系统时长为1小时及以上，配置容量达到项目建设规模的5%及以上。3月30日，新疆发改委印发了《新疆电网发电侧储能管理办法》征求意见稿，明确提出，鼓励光伏、风电等发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间2小时以上。由此可见，地方政府在推动“新能源+储能”发展模式方面意愿更加强烈。

　　“十四五”储能发展形势研判

　　深入推进电力系统转型加速了对储能的需求。电力系统转型的本质，是建立一种更加灵活的电力系统，能够适应多品种高效低碳电源的发展。即建立灵活的电力系统是转型的根本要求，发展高效清洁低碳能源是转型的具体表现。然而，目前间歇性电源规模不断增加与灵活性资源不足的矛盾，已经成为制约我国电力系统转型向更深层次迈进的主要矛盾。根据预测，2035年，我国光伏装机将达到7.3亿千瓦，2050年将达到10亿千瓦;风电装机2035年、2050年将分别达到8.5、14亿千瓦。值得注意的是，与国外发展模式不同，我国更加重视基地型规模化可再生能源开发。目前，内蒙古、山西、甘肃、宁夏、新疆风电基地有序建设，江苏、山东等沿海地区千万千瓦级海上风电基地也在快速推进，光伏基地建设也在有序进行。这将必然导致电力系统对调峰、调频、备用等灵活性资源需求的增加，而且受大规模大基地发展模式影响，灵活性资源的需求更加集中。

　　需求侧更加需要储能改善电能质量。目前用电侧集中了诸多敏感负荷，包括各类精密加工企业、高新制造、医院和其他重要部门，对电能质量和供电可靠性要求越来越高。另一名方面，以云计算、互联网、大数据、物联网等为代表的信息产业正在兴起，云计算服务器与大数据中心等不仅用电量大，对电能的质量要求高，而且在外部电力故障时需要保证不间断电源供应，以保护珍贵的数据资产。储能是与其配套的最佳选择，不仅能够提供高质量、无间断的电力能源，而且能够根据电价信号合理优化动态用电方案，节约用电成本。目前，需求侧对电能质量要求越来越高，这为储能的应用提供了机遇。

　　对制约储能发展因素的探讨

　　“十四五”是深入推进能源安全新战略的关键时期，也是储能发展的黄金时期。为推动储能发展，以下对几个比较关键的问题进行探讨。

　　辅助服务费用分摊机制限制了包含储能在内的灵活性电源发展。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。但是各地区出台的辅助服务规则中，均规定由发电企业分摊辅助服务费用。例如，《华北电力调峰辅助服务市场运营规则(2019年修订版)》明确规定：“省网市场费用分摊按照新能源‘多消纳多分摊’火电企业‘少调峰多分摊’原则，新能源企业与发电负荷率高于火电机组平均发电负荷率的火电机组承担调峰费用”。这种源于发电企业之间的分摊费用的机制，使灵活性电源辅助服务收益随着供应量的增加而不断减少，相当于对灵活性电源设置了上限，这种上限并不是市场需求饱和的象征。值得注意的是，近期国家能源局发布的《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》提出：“完善辅助服务补偿机制，合理加大补偿力度，推动电力用户参与承担费用，激励各类灵活性资源主动提供辅助服务”，这实际上向电力领域释放出了积极的信号。

　　不合理的市场定位可能无法达到“物尽其用”的效果。目前对各电源市场定位的讨论非常激烈。例如，煤电是否在“十四五”期间由承担基荷的定位转向调峰的定位(保障可再生能源消纳);储能是否需要在可再生能源发电领域减少弃风弃光等。不合理的定位可能导致能源转型成本的进一步升高，不利于能源转型的深入推进。准确定位的原则，应遵循《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》：“坚持市场化改革……使市场在资源配置中起决定性作用”，即各电源作用的发挥，应该由市场进行选择，而不是人为地进行界定。例如，电量批发市场价格较高时，机组可以多发电量;电量供大于求时，机组可以提高下调报价获取收益;辅助服务价格较高时，机组可以满足辅助服务的需要。即电源可根据价格信号在电量与辅助服务之间进行转换，提供基荷还是提供辅助服务边界逐渐模糊。以储能为例，储能集调峰、调频、黑启动等功能为一身，完全可通过研判市场价格，决定参与哪种服务，实现自身价值的最大化。但是目前，市场建设仍然不完善，价格信号不明显，未能有效引导各电源在各方面功能的充分发挥。

　　仅仅缓解弃风弃光实际上是电化学储能的“大材小用”。相比煤电，电化学储能具有更强的灵活性，在调频、黑启动、快速调峰领域前景广阔。目前，部分地方为了降低弃风弃光率，将储能作为风电场(光伏电站)建设的必备配套设施。根据行业初步估计，若仅仅依靠电价差获取收益，电化学储能回收成本的电价差需要达到0.7元/千瓦时左右。然而新建光伏电站I-III类地区指导电价为0.35、0.4、0.49元/千瓦时，新建风电场Ⅰ-Ⅳ类地区指导电价为0.29、0.34、0.38、0.47元/千瓦时，显而易见，仅仅从减少弃风弃光获取收益无法满足储能成本回收的需要。为此，推动储能在风电与光伏发电领域的应用，必然需要耗费大量的财政补贴或企业自己承担亏损。若储能在平滑风电出力方面的潜力未能被积极调用，集众多功能为一身的储能只能作为一个普通的调峰者参与其中，这实际上是一种损失，而且也增加了企业与政府的负担。