中國儲能網訊：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(fā)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(fā)電裝機總量的58%，成為新增電源的主力。風電、太陽能發(fā)電合計裝機容量達到6.4億千瓦，裝機規(guī)模直逼火力發(fā)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(jié)手段。發(fā)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(yè)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(fā)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(huán)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(fā)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(fā)電成本將提高5～8分/千瓦時，加大了新能源發(fā)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(yè)用戶全面參與電力交易以來，電網企業(yè)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(jié)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(jiān)審政策的收緊，電網企業(yè)參與新型儲能投資運營的商業(yè)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(yè)的健康有序發(fā)展，國家發(fā)改委等五部委早在2017年10月就印發(fā)了《關于促進儲能技術與產業(yè)發(fā)展的指導意見》，明確發(fā)展儲能的必要性和分階段發(fā)展目標。此后在2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局聯合印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)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(yè)化初期到規(guī)?；l(fā)展轉變，裝機規(guī)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(fā)改委、國家能源局制定了《“十四五”新型儲能發(fā)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(fā)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(fā)電項目配置儲能難以盈利，降低成本成為新型儲能發(fā)展的必由之路。此次《實施方案》聚焦當前新型儲能行業(yè)痛點，強調到2025年新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段、具備大規(guī)模商業(yè)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(fā)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(fā)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(xù)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(chuàng)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(fā)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(fā)展發(fā)電側、因地制宜發(fā)展電網側、靈活多樣發(fā)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(qū)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(qū)域。此外，在規(guī)?；l(fā)展方面，文件更強調要“穩(wěn)妥推進新型儲能產業(yè)化進程”，促進產業(yè)高質量發(fā)展。
政策機制精細化?！秾嵤┓桨浮诽岢鲆^續(xù)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(fā)展的關鍵期，要推動產業(yè)持續(xù)高質量發(fā)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(fā)改委、國家能源局發(fā)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(qū)、市）/區(qū)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(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成。2021年8月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)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(guī)?；瘧茫岢隽幍?030年公司經營區(qū)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?？紤]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(xù)，鋰電池儲能成本下降面臨較大阻力?！秾嵤┓桨浮诽岢鐾ㄟ^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(yè)模式。
在推進新型儲能技術發(fā)展的同時，也需要看到一些新模式、新業(yè)態(tài)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(yè)的持續(xù)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(yè)管理》2022年04期，作者單位：國家發(fā)改委能源研究所
