01 前言
2014年11月國務院發(fā)布《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020）》，首次將儲能列入9個重點創(chuàng)新領域之一，文件要求大幅增加太陽能、水電、風電等可再生能源和核電消費比重，到2020年非化石能源占一次能源消費比重將達到15%。2015年3月《關于深化電力體制改革若干意見》的發(fā)布給儲能應用開啟了一個潛力巨大的市場。2017年10月，首個大規(guī)模儲能技術及應用發(fā)展的指導性政策，《關于促進我國儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》發(fā)布[1, 2]。2019年7月《貫徹落實<關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見>2019-2020年行動計劃》的下發(fā)為儲能技術的進一步發(fā)展指明了方向。
總結近五年的主要政策得出，國家現(xiàn)行的政策為儲能的應用制定了相關的市場準入機制、交易實施細則、價格補償機制以及應用標準規(guī)范[3-5]。隨著《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展指導意見》的落實，以及《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》等文件的發(fā)布，儲能的發(fā)展已經(jīng)與電力輔助服務、電力現(xiàn)貨市場建設以及用戶側(cè)需求響應等有關政策結合起來[6, 7]。文章通過總結近五年儲能的相關政策，按照政策出臺的時間節(jié)點，就不同時期各類政策對儲能產(chǎn)業(yè)給予的支持進行盤點解析。
02 儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展期
2.1儲能調(diào)頻定身份
隨著“十三五”規(guī)劃綱要等文件的發(fā)布（見表1），儲能產(chǎn)業(yè)迎來發(fā)展期。
2016年6月7日，《關于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》(以下簡稱《通知》)正式發(fā)布。繼2014年《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》中首次將儲能列入重點創(chuàng)新領域后，《通知》首次將儲能和電力市場改革結合起來，明確了發(fā)電側(cè)/用戶側(cè)儲能作為獨立市場主體的地位，即“可以與機組聯(lián)合參與調(diào)峰調(diào)頻”；鼓勵企業(yè)探索發(fā)電側(cè)儲能和用戶側(cè)儲能的商業(yè)應用模式?！锻ㄖ返陌l(fā)布從儲能身份、應用價值等方面為儲能參與電力輔助服務開啟了一扇大門[8, 9]。
綜上，該政策明確了儲能可以參與電力輔助服務以及按“效果付費”的價格機制，為儲能參與調(diào)峰服務和市場推廣運用創(chuàng)造了要求和約束，也為經(jīng)濟運行創(chuàng)造了條件。
2.2鋰電池產(chǎn)業(yè)潛力巨大
步入“十三五”后，電化學儲能技術作為儲能產(chǎn)業(yè)的潛力股率先進入發(fā)展快車道，儲能產(chǎn)業(yè)步入由示范應用轉(zhuǎn)向為商業(yè)化的過渡期[10]。根據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟(CNESA)數(shù)據(jù)，截止到2017年底，全球投運的電化學儲能項目總裝機近3000MW，占已投運儲能總規(guī)模的1.7%，較上一年的電化學儲能累計裝機規(guī)模增長了45%[11]。其中鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大，為2213MW，占比76%，鈉硫電池、鉛蓄電池、液流電池、超級電容等分別占全球電化學儲能總裝機13%、7%、3%、0.002%(見圖1)。由此可見，目前鋰離子電池行業(yè)是電儲能應用領域最具潛力。
圖1 2017年全球電化學儲能項目技術分布
參照儲能技術的參數(shù)表2[3]，雖然與鉛酸電池相比，鋰離子電池仍存在成本高的問題，但鋰離子電池也具備循環(huán)壽命長、能效高、能量密度大、綠色環(huán)保等優(yōu)勢；與鈉硫電池、液流電池相較，鋰電池在成本上較其有明顯的優(yōu)勢；超級電容儲能雖然成本較低，但是能量密度制約其發(fā)展進程，優(yōu)勢也不如鋰電池來的明顯。
2015年8月，工信部發(fā)布《鋰離子電池行業(yè)規(guī)范條件》，規(guī)范條件指出要加強鋰離子電池行業(yè)管理，推動鋰離子電池產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。2016年12月13日，《能源技術創(chuàng)新“十三五”規(guī)劃》發(fā)布，其中20MW/10MWh儲能示范系統(tǒng)目標實現(xiàn)鋰電池循環(huán)壽命達到10000次，成本低于3000元/kWh。2019年7月15日，《鋰離子電池發(fā)展產(chǎn)業(yè)白皮書》發(fā)布。隨著鋰離子電池制造成本的降低以及政策的推出落地，鋰離子電池大規(guī)模裝機到電化學儲能領域?qū)⑹勤厔荩趦δ茴I域迎來爆發(fā)增長。
據(jù)統(tǒng)計[12]，2018年全球鋰離子電池產(chǎn)業(yè)規(guī)模首次突破400億美元，達到412億美元，同比增長18%，較2017年下降5個百分點(見圖2)。由此可見，在儲能政策支撐下，鋰電池市場仍將會保持快速發(fā)展勢頭。
圖2 2015-2018年全球鋰離子電池產(chǎn)業(yè)規(guī)模
除上述以外，《新能源汽車及節(jié)能汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展計劃》、《電動汽車充電基礎設施發(fā)展指南（2015-2020年）》、《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2017》和《青海省人民政府辦公廳關于促進青海省電產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的指導意見》等文件也提出許多展望。其中包括：至2020年，中國普及500萬輛新能源汽車、建立超過480萬個分散式充電樁、儲能累計裝機將達到44GW、磷酸鋰電池生產(chǎn)規(guī)模達到17萬噸/年，鋰電池電芯產(chǎn)能達到60GWh/年（動力電池25GWh/年，儲能電池35GWh/年）等目標。據(jù)統(tǒng)計，未來動力鋰電池產(chǎn)業(yè)規(guī)模有望突破1600億元以上。
2.3經(jīng)濟性仍是問題關鍵
作為能源結構重要的支撐技術，在儲能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展和社會認知度不斷提升的同時，政府和電力企業(yè)也越來越重視儲能的發(fā)展[10]。目前，儲能在電力輔助服務和需求響應還處于試運行階段，商業(yè)模式仍不清晰，儲能利用峰谷電價套利雖有一定的經(jīng)濟性但也存在模式單一、回收期較長等問題。究其原因，主要是由于以下幾點：
現(xiàn)貨市場不完善。得益于大用戶直接交易模式和諸如《國家能源局關于做好電力市場建設有關工作的通知》、《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》等國家政策的發(fā)布，市場對于中長期電力機制交易模式具備一定的經(jīng)驗。但是在電力電量平衡機制缺乏的情況下，電力供需不能準確反映，價格也存在失真，因此迫切需要建立完善的電力現(xiàn)貨交易市場。當現(xiàn)貨市場完善之后，通過發(fā)電計劃可以進一步完善發(fā)電資源的優(yōu)化配置，形成分時電價信號，以反映電力的稀缺情況，形成相應的峰谷差，進而給儲能在發(fā)電側(cè)和用電側(cè)帶來削峰填谷的應用機會。
現(xiàn)階段儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展仍需政策的大力支持[4, 13]。展觀國外電力市場，美國的PJM市場中儲能是根據(jù)實時競價獲得合理的補償。國內(nèi)的電力市場化進程還在起步期，沒有建立反映供需平衡和成本的競價制度，需要借助區(qū)域電網(wǎng)（如華東電網(wǎng)）制定的服務計量公式來實現(xiàn)。
表1 發(fā)展期政策匯總表
表2 主要儲能技術參數(shù)表
03 儲能產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略發(fā)展期
3.1指導意見落實前的儲能產(chǎn)業(yè)
目前，儲能在我國電力市場有5個應用領域：電源側(cè)、集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)[14, 15]。根據(jù)CNESA的數(shù)據(jù)，截止2017年底全球電化學儲能項目在電源側(cè)、集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的占比分別為4%、28%、34%、16%和18%（見圖3），其中可再生能源并網(wǎng)的累計裝機規(guī)模達到820.8MW，占全球累計投運電化學儲能規(guī)模的28%，與2016年相比增幅達36.6%。目前，集中可再生能源并網(wǎng)項目已經(jīng)初具規(guī)模，輔助服務和電網(wǎng)側(cè)項目也迎來新的發(fā)展。
圖3 2017全球電化學儲能項目應用分布
在各省提出的電力輔助服務中，開展電儲能調(diào)峰交易、開展可中斷負荷調(diào)峰交易等詞被多次提及，16年《關于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》首次認可了電儲能參與電力輔助服務市場的主體資格。17年《新疆電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》、《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則補充規(guī)定》等文件在確立電儲能參與電力輔助服務市場主體的基礎上，賦予電儲能極大的靈活性。在市場地位上，電儲能即可以聯(lián)合火電作為交易主體，也可單獨作為交易主體；在交易方式上，主要是雙邊協(xié)商和集中競價兩種[16]?！渡轿魇‰娏o助服務市場化建設試點方案》和《關于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務有關事項的通知》等文件還提出自動發(fā)電控制輔助服務[17]，根據(jù)調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度和響應時間等指標制定了資金補償規(guī)則，為儲能參與調(diào)頻服務交易打破了政策障礙。
3.2儲能產(chǎn)業(yè)落實“兩步走”戰(zhàn)略
2017年2月《2017年能源工作指導意見》發(fā)布，要求積極推進儲能項目工程建設。3月《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見(征求意見稿)》印發(fā)，意見稿首次明確儲能戰(zhàn)略定位。接著10月11日《關于促進我國儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》發(fā)布，作為我國大規(guī)模儲能技術及應用發(fā)展的首個指導性政策，《指導意見》有三個特點：
《指導意見》明確了儲能行業(yè)發(fā)展的兩個階段：在“十三五”期間和“十四五”期間分別實現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡和實現(xiàn)商業(yè)化初期向儲能規(guī)?；l(fā)展。
《指導意見》支持“在關鍵技術、運營模式、發(fā)展業(yè)態(tài)和體制機制等方面開展深入探索”，推動在重點應用領域進行試點示范工作。
《指導意見》強調(diào)儲能的市場化發(fā)展，探索建立儲能規(guī)?；l(fā)展的市場機制和價格機制；強調(diào)儲能的發(fā)展要與我國電力體制改革、能源互聯(lián)網(wǎng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展相結合。
儲能產(chǎn)業(yè)歷經(jīng)近十年的示范應用，為我國儲能產(chǎn)業(yè)探索出了一條商業(yè)道路，同時在營利性、市場機制和規(guī)范化方面的問題也越發(fā)突出。在此背景下，《指導意見》的“五個推進和七條保障”[18]為儲能產(chǎn)業(yè)從短期到中長期的發(fā)展書寫了儲能產(chǎn)業(yè)未來十年的發(fā)展目標。
3.3指導意見助推電網(wǎng)側(cè)儲能應用
《關于促進我國儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》明確重點支持100MW級全釩液流電池儲能電站、高性能鉛碳電容電池儲能系統(tǒng)、10MW/100MWh級超臨界壓縮空氣儲能系統(tǒng)、10MW/100MJ級飛輪儲能陣列機組、100MW級鋰離子電池儲能系統(tǒng)、大容量吸能熔鹽儲熱裝置、應用于智能電網(wǎng)及分布式發(fā)電的超級電容電能質(zhì)量調(diào)節(jié)系統(tǒng)等7種儲能技術。
電網(wǎng)側(cè)儲能在《指導意見》支持下，各地開始布局一批有引領作用的重大儲能試點示范工程（見表3），這些工程以技術創(chuàng)新、運營模式、發(fā)展業(yè)態(tài)和體制機制的探索為重心。后期，通過對項目工程的跟蹤和研究分析，出臺精準有效的政策法規(guī)，建立健全產(chǎn)業(yè)發(fā)展的體制和機制，引領產(chǎn)業(yè)走向商業(yè)化發(fā)展的道路。
3.4電力輔助服務新政
目前，能源行業(yè)對于儲能的認知度不斷提升[19]。從電力市場改革、到“十三五”規(guī)劃綱要、再到《關于推動電儲能參與“三北”地區(qū)調(diào)峰輔助服務工作的通知(征求意見稿)》等，多個政策提及儲能，也代表了國家宏觀層面對于儲能行業(yè)的認可和支持。
2017年，電力輔助服務新政成為國內(nèi)電力市場改革的熱點，東北、江蘇、山東陸續(xù)發(fā)布實施本省的電力輔助服務市場運營規(guī)則（見表4），其中有文件明確指出儲能電站的建設標準、補償結算辦法等。除此之外，新疆已經(jīng)發(fā)布了征求意見稿，山西和福建兩省正在積極籌劃。如此密集的電力輔助服務新政出臺頻次，足見國家對電力輔助服務的重視。
表3 2017年10-11月儲能示范項目匯總表
表4 2017年-2019年電力輔助服務政策
3.5儲能參與需求響應
需求響應(Demand Response) 是指電力用戶根據(jù)價格信號或激勵機制做出響應，改變固有習慣用電模式的行為，具體分為價格型需求響應、激勵型需求響應兩種[6]。
2017年11月，國家能源局發(fā)布《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》，明確了全面推進電力輔助服務補償(市場)工作主要目標和主要任務，自2017年至2020年，分三階段進行實施。其中，第二階段的任務是建立電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制，其亮點在于《方案》鼓勵“電力用戶參與提供電力輔助服務，簽訂帶負荷曲線的電力直接交易合同”，這也就創(chuàng)造了對輔助服務的市場需求，從而為用戶需求響應和儲能參與電力市場創(chuàng)造了條件。
以下是近年儲能在需求響應上的應用案例（如表5所示）。江蘇、上海、河南和山東等地已成功實施電力需求響應（見表6）。其中，山東創(chuàng)新性的采用了單邊集中競價方式確定客戶補償價格，根據(jù)客戶響應比例優(yōu)化補償系數(shù)，充分調(diào)動用戶參與積極性，推動用戶負荷管理水平持續(xù)提升。得益于需求響應的成功實施，2019年，河南、廣東、山東也相繼出臺了電力需求響應的補貼規(guī)則，為需求響應的發(fā)展添磚加瓦。
表5 四地區(qū)需求響應現(xiàn)狀匯總表
表6 電力需求響應政策
04 儲能產(chǎn)業(yè)“新時代”
4.1 指導意見落實行動計劃
2019年7月1日國家四部委正式發(fā)布的《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》2019-2020年行動計劃，成為儲能行業(yè)又一個劃時代意義的文件。
儲能行業(yè)的發(fā)展將隨著 “指導意見”落實到“行動計劃”的落實變得更為具體。行動計劃以“三推進，兩加強，一完善”為先進儲能技術研發(fā)與智能制造、儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策、儲能項目示范與應用、動力電池儲能化、儲能標準化建設等六個方面做出了要求。大連液流儲能電站、常州壓縮空氣儲能、甘肅網(wǎng)域大規(guī)模電池儲能電站等多個項目都被提名為重點推動項目。同時政策指出規(guī)范電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展、完善峰谷電價政策、建立儲能項目備案制和研究項目投資回收機制，此舉有助于推動儲能設施參與電力輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場建設。
4.2用戶側(cè)儲能迎來盈利時代
2018年3月國務院指示一般工商業(yè)電價將平均降低10%。2019年3月一般工商業(yè)電價繼續(xù)降價10%[20, 21]，其中江蘇省的兩次連續(xù)降價后峰谷電價已經(jīng)跌破0.8元/千瓦時。在連續(xù)降價的背景下，儲能行業(yè)獲利的空間也進一步被壓縮，據(jù)資料分析，峰谷差價大于0.7元/千瓦時便可以有收益[22]。
2018年7月2日，國家發(fā)改委還印發(fā)了《關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》，旨在為電儲能設施參與削峰填谷增加補貼。目前已有江蘇、廣東、山東、貴州、甘肅、四川等地先后轉(zhuǎn)發(fā)了該文件，表示將加大峰谷電價支持力度（見表6）。同月，南方能監(jiān)局印發(fā)《廣西電力調(diào)峰輔助服務交易規(guī)則(征求意見稿)》。文件提出需求側(cè)調(diào)峰服務，對于參與響應的需求側(cè)用戶，會獲得相應的收益。
4.3電力現(xiàn)貨市場的建設現(xiàn)狀
2019年5月，全國首個電力現(xiàn)貨市場結算在廣東實施。6月，四川開啟電力現(xiàn)貨市場試運行，創(chuàng)新開發(fā)了水電參與現(xiàn)貨市場運營新模式，補償申報價格在0.1~50元/MWh不等。之后福建省電力現(xiàn)貨市場試運行開啟，形成了多源參與的市場結構，為促進福建省可再生清潔能源的消納。此外，山西、浙江、貴州、山東、蒙西等地也開始推進儲能電力現(xiàn)貨市場，為探索建立輔助服務費用分擔共享機制探索經(jīng)驗。
05 總結
回顧近五年的政策?！蛾P于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》首次認可了電儲能的參與電力輔助服務市場主體資格。為儲能參與調(diào)峰輔助和市場推廣運用創(chuàng)造了要求和約束?！蛾P于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》首次明確儲能戰(zhàn)略定位?！蛾P于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》2019-2020年行動計劃為儲能產(chǎn)業(yè)的后期發(fā)展指明方向。在政策的指引下儲能產(chǎn)業(yè)進入新時代，但儲能的應用仍處于初級階段，必須經(jīng)歷漫長的示范期才能形成完善的電力市場。儲能參與需求響應和電力輔助服務的應用目前已經(jīng)得到了驗證，但是作為能源行業(yè)的新技術，政策引導起著至關重要的作用。目前儲能在商業(yè)化的道路上還存在模式單一、盈利模式不清晰的挑戰(zhàn)。因此，需要政策配合來理順市場主體的利益關系，健全儲能參與市場的競價機制，推動儲能產(chǎn)業(yè)在電源側(cè)、集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的應用，為政策的進一步修訂和細化提供經(jīng)驗和建議。
表6 綠色發(fā)展價格機制匯總表
李建林：中國電科院電工所儲能系統(tǒng)集成與配置技術研究室主任、中國可再生能源學會儲能專委會副主任委員
王劍波：上海電力大學電氣工程學院
