放眼世界，儲能正成為多個國家能源轉型進程中的關鍵技術之一。根據中關村儲能產業(yè)技術聯盟的統計，2021年全球新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模達到18.3吉瓦，同比增長185%，其中新型儲能的新增投運規(guī)模達到10.2吉瓦，同比增長117%。

聚焦國內，中國的儲能市場于2021年進入真正的規(guī)?；l(fā)展階段。2021年，新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模達到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增規(guī)模8吉瓦，同比增長437%;新型儲能新增規(guī)模2.4吉瓦，同比增長54%。

新能源發(fā)電的大規(guī)模并網帶來不同時間尺度的電力供需平衡問題，新型儲能可促進新能源規(guī)?；?、高質量發(fā)展，助力實現“雙碳”目標。作為能源革命核心技術和戰(zhàn)略高地，它有望形成一個技術含量高、增長潛力大的全新產業(yè)，成為新的經濟增長點。

根據中關村儲能產業(yè)技術聯盟發(fā)布的《儲能產業(yè)研究白皮書2021》的測算，保守場景下，2026年我國新型儲能總裝機規(guī)模將達48.5吉瓦;理想場景下，2026年我國新型儲能市場總裝機規(guī)模將達79.5吉瓦。

儲能技術能否在電力系統中得到推廣應用，取決于其是否能夠達到一定的規(guī)模量級、是否具備適合工程化應用的設備形態(tài)，以及是否具有較高的安全可靠性和技術經濟性。

破解新能源消納難，儲能發(fā)揮著重要作用，在現有技術條件下，儲能還需在商業(yè)模式和安全保障方面下功夫。

多場景下的商業(yè)探索

“雙碳”目標提出后，國家對儲能產業(yè)的支持力度之大前所未有。

2021年，從中央到地方，各級政府出臺了300余項與儲能相關的政策。2022年3月，國家發(fā)改委、國家能源局聯合發(fā)布《“十四五”新型儲能實施方案》，這是今年首個國家級新型儲能重磅文件，明確了我國新型儲能規(guī)模化發(fā)展的實施路徑，推動新型儲能規(guī)?；?、產業(yè)化、市場化發(fā)展。

國家層面政策力度空前，省級層面也發(fā)布了措施，鼓勵或強制新能源企業(yè)配建一定比例的儲能，以驅動儲能產業(yè)發(fā)展。但若不解決商業(yè)模式的問題，儲能政策的預期效果就會大打折扣。

儲能規(guī)?；l(fā)展的關鍵在商業(yè)模式。當下，一些本質問題并沒有解決，比如儲能項目系統價值如何認定、成本又該怎么疏導。

新能源配儲方面，以光伏電站為例，目前政策要求配備一定比例的儲能，隨著配儲比例的升高，企業(yè)內部收益率會持續(xù)下降，加重平價新能源的成本，打擊企業(yè)發(fā)展的積極性。部分企業(yè)為了減輕儲能投資帶來的成本負擔，會選擇不太好的電池，這又會帶來安全隱患。

獨立儲能的商業(yè)化也遭遇一些現實難題。目前山東有一批示范項目正從容量電價、現貨市場、新能源場站租賃費等三方面探索多重收益模式。理想情況下，獨立儲能的內部收益率能達到6%～7%，投資人能夠在11年左右收回成本。但是目前的風險在于，其容量指標不能100%租賃出去，這給項目投資帶來很大不確定性。

用戶側儲能情況則較為復雜，不同用戶的用電負荷曲線不一樣，不同項目的風險點也不一樣。目前用戶側儲能項目主要是盈利模式單一、不可預見的成本高等問題。

國外針對儲能應用場景的一些市場機制，或可為我國儲能市場發(fā)展提供一些參考。

以現貨市場為例，2020年澳大利亞電力現貨市場出現3000多次負電價，2020～2021年度其現貨市場“天花板價格”約為71元/千瓦時，“地板價”約為-4.7元/千瓦時，負電價和價差收益成為近兩年來澳大利亞儲能產業(yè)收益的重要部分。就結算機制而言，澳大利亞電力現貨市場此前結算窗口是30分鐘，2021年改成5分鐘，在其他調度策略不變的情況下，僅結算機制的改變就給其儲能產業(yè)增加了40萬澳元的收益。如此看來，市場規(guī)則設計對于儲能是否能在電力市場當中生存、生存得好不好，至關重要。

儲能產業(yè)要實現商業(yè)化發(fā)展，需要從政策機制和市場規(guī)則入手。

一是應盡快建立能夠反映電力稀缺屬性的電價機制或現貨市場機制。在我國電力市場，假設儲能系統成本在1800元/千瓦時左右，按每天兩充兩放、600次/年測算，綜合多種因素，充放電價差至少需要達到0.7元，投資人才能在10年左右收回成本。而從最近半年來看，確實有很多省份的充放電價差達到0.7元以上，但目前在向現貨市場過渡的過程中，業(yè)界希望，隨著可再生能源比例的增加，電力現貨市場上下限的價格差可以設置得更大一些，更好地反映電力的時空價值。

二是隨著可再生能源消費占比的提高，市場可根據未來新型電力系統的需要適時考慮增加新的輔助服務品種。國外輔助服務品種尤其是調頻品種分類詳細，為儲能選擇合適的品種提供服務創(chuàng)造了條件，有些國家的細分品種里，比如英國的增強型頻率響應服務(EFR)、動態(tài)遏制輔助服務(DC)等，都是百分百的儲能資源。目前我國各地輔助服務市場運營交易規(guī)則中，均鼓勵儲能參與調峰、調頻市場，但隨著可再生能源接入電力系統比例的增加，以及火電機組的逐步關停，電力系統慣量供應不足，且頻率控制、電壓控制等將成為新的挑戰(zhàn)，各地有必要結合實際情況，探討快速調頻、爬坡、慣量支撐、備用等各類輔助服務品種的設立，細化調頻品種，為快速調節(jié)資源提供穩(wěn)定的市場參與空間。

三是建立儲能服務的成本疏導機制。國外輔助服務市場成本已經根據細分服務類別疏導至“引發(fā)者”、發(fā)電商、用戶。目前我國新能源側強制或鼓勵配套的儲能設施，以及參與輔助服務市場的儲能設施，其系統性收益尚未得到詳細且明晰的評估，成本也未疏導至“引發(fā)者”或受益主體，導致政策的有效性和可持續(xù)性較差。

四是秉持“同工同酬”的原則，對能夠提供與抽水蓄能、燃氣機組同樣服務且與二者的容量可用性一致的新型儲能項目，應該提供同等的容量電價補償;對于不能發(fā)揮同樣功能的新型儲能項目，可以在補償力度上進行削減。

五是針對提供保障電網安全的儲能資產，進行系統性成本與效益評估，并依據評估結果考慮是否將其納入輸配電價。

技術約束下的安全改進

儲能技術努力的方向主要有二。

一是從電力系統角度，針對目前所需的長時儲能進行研發(fā)和創(chuàng)新。比如壓縮空氣、液流、重力儲能等，都是目前國內外比較受追捧的長時儲能技術，尚在示范階段和降成本的探索中。

二是解決目前鋰電池的安全性和資源限制的問題。這個方向之下有固態(tài)電池、鈉電池、水系電池等技術，均在探索中。

新型電力系統需要大規(guī)模、高安全性、低成本的儲能技術，而在目前各類新型儲能技術路線中，尚無一種能達到此要求。

在技術研究沒有取得進一步突破前，儲能系統可以通過綜合措施來降低風險，加強儲能系統的安全性。一是做好系統設計，采用符合電力儲能特定要求的系統、零部件和電池，以確保儲能本體的安全。二是做好監(jiān)控預警、建筑消防設計和防護措施，搭建儲能系統的另一道屏障。三是針對鋰電池火災特性，要能夠做到分級預警和逐級處理，建立相應的安全防線。

在儲能安全管理和監(jiān)督上，一是要強化儲能電站安全風險源頭管控，二是要樹立儲能電站安全系統化和精細化管控意識，三是需要政府各部門協同管控的相關機制。

近期鋰電池原材料價格雖出現頂部回落但仍處在高位，給產業(yè)鏈成本控制帶來一定的風險。未來控制鋰電池產業(yè)鏈成本的途徑包括：加強國內企業(yè)對全球鋰礦的布局;提高原材料的產值規(guī)模;提高原材料提取、加工等工藝水平，降低成本;提高電池產品線的良品率;加強關鍵材料循環(huán)再利用等。

從國內外過去10年的實際運作來看，安全風險是影響儲能項目投資收益的最大因素。安全風險可以通過保險的方式予以分擔。在國際市場中，儲能相關保險機制已經非常完備。國內市場上尚無健全的保險及賠付體系來降低儲能投資風險。業(yè)內可與金融機構合作，加快推進儲能相關保險品種的推出。

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